单独核定输配电价是实现市场化交易的基础，是放开竞争性业务的前提，对于还原电力商品属性，全面实现电力体制改革目标具有重要意义。具体来说， 主要体现在以下四个方面：一是降低企业和社会用电成本。改革后，输配电价相对固定，发电价格的波动将直接传导给售电价格。当前，在电力供需较为宽松、煤价 降低的情况下，拥有选择权的电力用户通过与发电企业直接交易，可以降低用电成本，从而为电力用户带来改革红利。二是发挥价格调节供需的作用。价格信号的顺 畅传导将形成消费带动生产、生产促进消费的良性循环。就电力生产而言，“以销定产”将抑制发电企业的盲目扩张冲动;就电力消费而言，市场化的定价机制将有 效抑制不合理的用电需求。三是规范电网企业运营模式。改革后，电网企 业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价的价差作为主要收入来源，可以保证其向所有用户公平开放、改善服务。四是加强对电网企业的 成本约束。通过严格审核电网企业准许成本，可以促进电网企业改进管理，核减不合理支出，抑制不合理投资，降低成本，提高效率。

　　《关于推进电力市场建设的实施意见》明确，电力市场建设的实施路径是：有序放开发用电计划、竞争性环节电价，不断扩大参与直接交易的市场主体范 围和电量规模，逐步建立市场化的跨省跨区电力交易机制。选择具备条件地区开展试点，建成包括中长期和现货市场等较为完整的电力市场;总结经验、完善机制、 丰富品种，视情况扩大试点范围;逐步建立符合国情的电力市场体系。

　　《关于推进电力市场建设的实施意见》要求从9个方面推进电力市场建设：

　　一是组建相对独立的电力交易机构。

　　二是搭建电力市场交易技术支持系统。

　　三是建立优先购电、优先发电制度。保障公益性、调节性发用电优先购电、优先发电，坚持清洁能源优先上网，并在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市场为主的电力电量平衡机制。

　　四是建立相对稳定的中长期交易机制。优先购电和优先发电视为年度电能量交易签订合同。可中断负荷、调压等辅助服务可签订中长期交易合同。

　　五是完善跨省跨区电力交易机制。以中长期交易为主、临时交易为补充，鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区买卖电。

　　六是建立有效竞争的现货交易机制。

　　七是建立辅助服务交易机制。

　　八是形成可再生能源参与市场竞争的新机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。

　　九是建立市场风险防范机制。

　　《关于推进电力市场建设的实施意见》明确，电力市场主体包括各类发电企业、供电企业、售电企业和电力用户等。各类市场主体均应满足国家节能减排 和环保要求，符合产业政策要求，并在交易机构注册。参与跨省跨区交易时，可在任何一方所在地交易平台参与交易，也可委托第三方代理。参与市场交易的发电企 业，其项目应符合国家规定，单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业标准。新核准的发电机组原则上参与电力市场交易。

　　《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》明确，市场成员实行注册管理。省级政府或由省级政府授权的部门，按年度公布当地符合标准的发电企业和售电主体，对用户目录实施动态监管。进入目录的发电企业、售电主体和用户可自愿到交易机构注册成为市场交易主体。

　　《关于有序放开发用电计划的实施意见》进一步明确了发用电计划改革的总体思路：通过建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电。通过建立优先发 电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网。通过直接交易、电力市场等市场化交易方式，逐步放开其他的发用电计划。在保证电力供需平衡、保障社会秩 序的前提下，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，并促进节能减排。

　　《关于有序放开发用电计划的实施意见》明确了建立优先发电制度的要求，提出了四项保障措施：

　　一是留足计划空间。《实施意见》明确，各地安排年度发电计划时，要充分预留发电空间。其中，风电、太阳能发电、生物质发电、余热余压余气发电按照资源条件全额安排发电，水电兼顾资源条件、历史均值和综合利用要求确定发电量，核电在保证安全的情况下兼顾调峰需要安排发电。

　　二是加强电力外送和消纳。《实施意见》提出，跨省跨区送受电中原则上应明确可再生能源发电量的比例。

　　三是统一预测出力。《实施意见》明确，调度机构统一负责调度范围内风电、太阳能发电出力预测，并充分利用水电预报调度成果，做好电力电量平衡工作，在保证电网安全运行的前提下，促进清洁能源优先上网;面临弃水弃风弃光情况时，及时预告有关情况，及时公开相关调度和机组运行信息。

　　四是组织实施替代，同时实现优先发电可交易。《实施意见》要求，修订火电运行技术规范，提高调峰灵活性，为消纳可再生能源腾出调峰空间。鼓励开展替代发电、调峰辅助服务交易。

　　《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》

　　《意见》明确规定，京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂;同时，装机明显冗余、火电利用小时数偏低地区，除以热定电的热电联产项目外，原则上不再新建自备电厂项目。

　　我国自备电厂主要集中在钢铁、水泥、电解铝、石油化工等高载能行业，分布在资源富集地区和部分经济较发达地区，机组类型以燃煤机组为主，燃煤自备机组占70%以上。2014年，我国自备电厂装机容量已超过1.1亿千瓦，约占当年全国总发电装机容量的8%左右。

　　自备电厂在降低企业生产成本，促进资源富集地区的资源优势转化等方面发挥了积极作用。但是，自备电厂的建设和运营也存在不少问题，如：未核先 建、批建不符现象较严重;能耗指标、排放水平普遍偏高，与公用机组有较明显差距;运营管理水平偏低，运行可靠性较差;参与电网调峰积极性不高，承担应有的 社会责任不够等。

　　随着自备电厂装机规模的扩大和火电行 业能效、环保标准的提高，进一步加强和规范自备电厂监督管理，逐步推进自备电厂与公用电厂同等管理，有利于加强电力统筹规划，推动自备电厂有序发展;有利 于促进清洁能源消纳，提升电力系统安全运行水平;有利于提高能源利用效率，降低大气污染物排放;有利于维护市场公平竞争，实现资源优化配置。

　　因此，《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》从规划建设、运行管理、责任义务、节能减排、市场交易、监督管理等方面对燃煤自备电厂的规范化发展提出了明确要求，以营造自备电厂和公用电厂平等竞争的市场环境。

　　并网自备电厂参与市场交易应符合哪些条件遵守哪些规则答：《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》明确了燃煤自备电厂成为合格市场主体及参与市场交易的相关要求。

　　在准入条件方面，《指导意见》提出了5项要求：

　　一是符合国家产业政策，达到能效、环保要求;

　　二是按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴;

　　三是公平承担发电企业社会责任;

　　四是进入各级政府公布的交易主体目录并在交易机构注册;

　　五是满足自备电厂参与市场交易的其他相关规定。

　　在交易规则方面，《指导意见》明确，拥有自备电厂的企业成为合格发电市场主体后，有序推进其自发自用以外电量按交易规则与售电主体、电力用户直 接交易，或通过交易机构进行交易;拥有自备电厂但无法满足自身用电需求的企业，按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交 叉补贴后，可视为普通电力用户，平等参与市场购电。

　　中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布后，地方政府、电力企业和社会各方面对电力体制改革高度关注。配套文件形成后，随着具体政策的进一步明确，许多地方提出了开展多种类型电力体制改革试点的要求。

　　截至目前，国家发展改革委、国家能源局已批复云南省、贵州省开展电力体制改革综合试点;深圳市、内蒙古西部、安徽省、湖北省、宁夏自治区、云南 省、贵州省开展输配电价改革试点;还有一批省份即将开展售电侧改革试点，以电力体制改革综合试点为主、多模式探索的改革试点格局已经初步建立。

　　电力体制改革综合试点方面，云南省、贵州省是典型的电量外送省，具有开展市场化交易的强烈需求。两省人民政府高度重视电力体制改革工作，提出了 系统周密的试点方案，较好兼顾了改革目标和各方面利益，具有一定的操作性，符合中发9号文和配套文件确定的改革方向，体现了积极稳妥推进改革的原则。