中國儲能網(wǎng)訊：據(jù)發(fā)改委網(wǎng)站28日消息，發(fā)改委、能源局發(fā)復函稱，同意內蒙古自治區(qū)開展電力體制改革綜合試點。經(jīng)征求有關部門意見匯總修改形成的《內蒙古自治區(qū)電力體制改革綜合試點方案》附后，請據(jù)此制定完善輸配電價改革、電力交易機構組建、電力市場建設、發(fā)用電計劃放開、售電側改革等專項試點方案，報國家發(fā)展改革委、國家能源局備案。
附件
內蒙古自治區(qū)電力體制改革綜合試點方案
為貫徹落實《中共中央、國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）精神，促進電力行業(yè)又好又快發(fā)展，推動結構轉型和產(chǎn)業(yè)升級，結合內蒙古自治區(qū)實際，制定本方案。
一、內蒙古自治區(qū)電力體制改革工作的現(xiàn)狀及問題
自2002年國家啟動實施電力體制改革以來，在黨中央、國務院領導下，內蒙古逐步解決了獨家辦電、政企不分、廠網(wǎng)不分等問題，并在深化電力體制改革試點方面進行了積極有益的探索和實踐。一是實現(xiàn)了電力行業(yè)快速發(fā)展。截止2015年底，全區(qū)發(fā)電裝機容量10391 萬千瓦，風、光等可再生能源裝機占比達到30%。2015 年發(fā)電量達到3920 億千瓦時，外送電量1396億千瓦時，占全國跨省送電量17%。電力裝機、風電裝機、外送電量均居全國第一。電網(wǎng)220 千伏及以上線路長度達到3 萬公里，220千伏及以上變電容量超過1億千伏安。已成為國家重要的電力能源基地及輸出基地。二是初步形成了較為堅強的供電網(wǎng)架。由于地域狹長等原因，全區(qū)電網(wǎng)分為兩部分，即蒙東電網(wǎng)、蒙西電網(wǎng)。蒙東電網(wǎng)由國家電網(wǎng)公司管理，蒙西電網(wǎng)由內蒙古電力公司管理。2009年6 月，呼興電網(wǎng)整體劃轉給國家電網(wǎng)公司統(tǒng)一運營，內蒙古東部4 盟市組建了內蒙古東部電力公司，供電面積47 萬平方公里，500千伏電網(wǎng)逐漸起步，從赤峰、通遼擴展至呼興地區(qū)。內蒙古電力公司進行了兩次“廠網(wǎng)分開”改革，從根本上剝離了發(fā)電業(yè)務，供電區(qū)域涵蓋蒙西地區(qū)8 個盟市，供電面積72萬平方公里，是全國唯一的省級電網(wǎng)公司，初步形成“三橫四縱”的500 千伏主干網(wǎng)架結構。三是初步建成了蒙西電網(wǎng)電力多邊交易市場。2006年起自治區(qū)人民政府多次組織調研論證形成《內蒙古電力多邊交易市場方案》，2010 年4月原國家電監(jiān)會批準內蒙古電力多邊交易市場在蒙西電網(wǎng)正式運行，這是全國第一個電力市場。6年來，市場平穩(wěn)運行，電量成交額度、市場主體規(guī)模，購售雙方交易頻次和密度均大幅增長。截止2015 年底，用戶成員達到393 家，市場規(guī)模較初期擴大14倍。2010 年至2015年，累計完成電力多邊交易電量1333 億千瓦時。2015 年完成交易電量561億千瓦時，占蒙西地區(qū)工業(yè)用電量60%，市場平均交易價差為0.031 元/千瓦時。同時，為解決蒙西電網(wǎng)棄風問題，2015年準許11家風電企業(yè)參與風電交易，全年累計完成風電交易電量3.54 億千瓦時。四是逐步擴大了蒙東電網(wǎng)大用戶電力直接交易試點。2013年，國家發(fā)改委在總結內蒙古呼倫貝爾華能伊敏煤電公司和遼寧省撫順鋁業(yè)公司跨省區(qū)電力直接交易經(jīng)驗的基礎上，批復了內蒙古東部地區(qū)電力直接交易試點輸配電價標準。自治區(qū)會同國家能源局東北監(jiān)管局研究制定了具體準入標準、試點方案和交易規(guī)則，2014年正式啟動了大用戶電力直接交易工作。2014—2015 年，國網(wǎng)蒙東電力、國網(wǎng)東北分部共組織28 家電力用戶和21 家發(fā)電企業(yè)（火電企業(yè)14 戶、風電企業(yè)7家）開展了大用戶直接交易，累計完成交易電量117 億千瓦時。2015年完成交易電量84 億千瓦時，約占國網(wǎng)蒙東電力售電量的28%，其中風電參與交易電量2億千瓦時，參與交易的電力用戶平均結算電度電價0.324 元/千瓦時，降低企業(yè)用電成本約10 億元。五是開展了蒙西電網(wǎng)輸配電價改革試點。2015 年9月國家發(fā)改委批復了蒙西電網(wǎng)輸配電價改革試點第一個監(jiān)管周期（2015—2017）輸配電價準許收入和輸配電價水平，新的電價機制自2015年10 月1日起實行。這是我國第一個省級電網(wǎng)輸配電價改革試點，也是我國第一個按照“準許成本加合理收益”原則測算能夠直接用于電力市場交易的省級電網(wǎng)獨立輸配電價。此次輸配電價改革降價空間主要用于降低大工業(yè)電價，蒙西電網(wǎng)大工業(yè)電度電價每千瓦時降低2.65分，降價金額約26 億元。
雖然我區(qū)在輸配電價改革、電力市場建設等方面走在了全國前列，但電力行業(yè)發(fā)展還面臨一些亟需通過改革解決的問題。一是交易機制不完善，資源利用效率較低。區(qū)域電力市場有效競爭機制尚未建立，現(xiàn)有外送通道輸電能力受限，清潔能源輸出基地潛力未得到有效發(fā)揮，高效坑口燃煤發(fā)電機組不能充分利用，棄風、棄光現(xiàn)象連年發(fā)生。蒙西電網(wǎng)電力多邊交易亟需增加新的交易模式和品種。蒙東電網(wǎng)大用戶電力直接交易亟需擴大范圍。售電側有效競爭機制尚未建立。二是蒙東電網(wǎng)發(fā)展相對滯后，電力成本優(yōu)勢未充分發(fā)揮。蒙東地區(qū)能源資源優(yōu)勢(1976.888, -10.62, -0.53%)明顯，電力生產(chǎn)成本較低。受現(xiàn)有外送通道送電能力未得到充分發(fā)揮，電網(wǎng)建設歷史欠賬較多、投資較大，蒙東四盟市互濟互供能力較差，經(jīng)濟體量小、用電負荷增長緩慢等多重因素影響，電力生產(chǎn)成本較低的優(yōu)勢未傳導到用戶，蒙東電網(wǎng)電價較蒙西電網(wǎng)偏高。三是電網(wǎng)結構功能有待進一步完善，電力普遍服務水平亟需提高。500千伏主干網(wǎng)架結構依然薄弱，不能完全滿足各地區(qū)之間電力交換和向外送通道匯集電力的需求。蒙東電網(wǎng)仍未形成統(tǒng)一的500千伏主網(wǎng)架，電網(wǎng)互濟能力差。蒙西電網(wǎng)與華北電網(wǎng)聯(lián)絡薄弱、動態(tài)穩(wěn)定問題突出。城市配電網(wǎng)220 千伏、110千伏布點不足，與城市建設發(fā)展不協(xié)調。鄉(xiāng)鎮(zhèn)中低壓配網(wǎng)、農(nóng)村電網(wǎng)建設與城市、農(nóng)村經(jīng)濟社會發(fā)展不協(xié)調。蒙東地區(qū)仍有近10%的農(nóng)網(wǎng)區(qū)域沒有改造，難以保障農(nóng)牧民生活生產(chǎn)用電，同時還面臨農(nóng)網(wǎng)還貸資金不足問題。四是發(fā)展機制不健全，后續(xù)監(jiān)管執(zhí)行不到位?？稍偕茉窗l(fā)電保障性收購制度沒有完全落實，自備電廠管理亟待加強，電網(wǎng)冬季運行困難突出。部分地區(qū)重發(fā)展、輕規(guī)劃和監(jiān)管，致使規(guī)劃落實不到位，違規(guī)建設項目問題仍然存在。深化電力體制改革事關內蒙古自治區(qū)清潔能源輸出基地建設和經(jīng)濟社會發(fā)展全局。按照黨中央、國務院對內蒙古要成為國家重要的能源基地、團結繁榮文明穩(wěn)定的民族自治區(qū)、祖國北部邊疆亮麗風景線等要求，亟需進一步發(fā)揮能源資源優(yōu)勢，深化電力體制改革，實現(xiàn)電力產(chǎn)業(yè)與其他產(chǎn)業(yè)協(xié)同發(fā)展，促進經(jīng)濟社會持續(xù)健康發(fā)展。
二、深化電力體制改革的指導思想和基本原則
（一）指導思想
全面貫徹落實中發(fā)9
號文件及相關配套文件精神，按照國家深化電力體制改革的總體部署和自治區(qū)科學有序推進試點工作的總體安排，堅持創(chuàng)新、綠色、協(xié)調、開放、共享五大發(fā)展理念，堅持社會主義市場經(jīng)濟改革方向，立足蒙西、蒙東電網(wǎng)實際，圍繞“發(fā)揮電力優(yōu)勢、提高電力服務水平、推進電力行業(yè)供給側結構性改革”，加快輸配電價改革、電力市場建設、推進售電側改革、加強電力統(tǒng)籌規(guī)劃和科學監(jiān)管，加快推動清潔能源輸出基地建設和保障自治區(qū)經(jīng)濟社會民生事業(yè)發(fā)展。
（二）基本原則
安全穩(wěn)定、保障民生。遵循電力工業(yè)的技術經(jīng)濟規(guī)律，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行和電力可靠供應，堅持安全第一，不斷提高電力安全可靠水平。立足自治區(qū)現(xiàn)狀，充分考慮企業(yè)和社會承受能力，確保居民、農(nóng)業(yè)、重要公用事業(yè)(2267.532, -12.75, -0.56%)和公益性服務等用電價格相對平穩(wěn)，優(yōu)質高效履行普遍服務和保底供電服務。
市場主導、放管結合。區(qū)分競爭性和壟斷性環(huán)節(jié)，在發(fā)電側和售電側開展有效競爭。培育獨立的市場主體，著力構建主體多元、競爭有序、公平公正的電力交易格局。更好地發(fā)揮政府作用，加強規(guī)劃、政策、標準、規(guī)則的制定實施和市場監(jiān)管，依法維護電力市場秩序，保護電力投資者、經(jīng)營者、使用者的合法權益和社會公共利益，促進電力事業(yè)健康發(fā)展。
發(fā)揮優(yōu)勢、協(xié)調發(fā)展。與自治區(qū)能源基地建設、工業(yè)經(jīng)濟發(fā)展相適應，努力發(fā)揮電力優(yōu)勢推進電力外送和吸引優(yōu)勢特色產(chǎn)業(yè)轉移，促進全區(qū)產(chǎn)業(yè)結構優(yōu)化和產(chǎn)業(yè)鏈延伸。促進節(jié)能減排和產(chǎn)業(yè)升級，保障可再生能源優(yōu)先發(fā)電，保障高效節(jié)能、超低排放燃煤機組優(yōu)先上網(wǎng)。不斷完善電網(wǎng)網(wǎng)架結構，提高城鄉(xiāng)配電網(wǎng)、農(nóng)村電網(wǎng)建設水平。
因地制宜、試點先行。結合蒙東、蒙西兩個電網(wǎng)實際，科學總結已開展的蒙西電網(wǎng)輸配電價改革、電力多邊交易和蒙東電網(wǎng)大用戶電力直接交易試點經(jīng)驗，借鑒全國電改先行先試地區(qū)好的做法，堅持整體設計、重點突破、分步實施、有序推進、試點先行，確保改革規(guī)范、有序、穩(wěn)妥推進。深化制度改革，創(chuàng)新發(fā)展模式，充分發(fā)揮科技進步的引領作用，豐富交易品種、優(yōu)化電網(wǎng)調度、提高可再生能源消納能力，加強能效管理、構建智慧能源示范園區(qū)。
三、近期推進電力體制改革的重點任務
（一）進一步深化輸配電價改革試點
1．推進跨省跨區(qū)電力交易。跨省跨區(qū)輸電線路以落實國家能源整體發(fā)展戰(zhàn)略為主，堅持“充分發(fā)揮輸電通道最大輸電能力”原則，積極推進我區(qū)跨省跨區(qū)電力交易，充分發(fā)揮我區(qū)低電價優(yōu)勢，進一步提高我區(qū)外送電競爭優(yōu)勢，實現(xiàn)電力全國范圍內優(yōu)化配置。
2．完善蒙西電網(wǎng)輸配電價改革試點政策。按照國家對蒙西電網(wǎng)輸配電價改革試點批復原則，繼續(xù)推進蒙西電網(wǎng)輸配電價改革。研究和探索更適合地區(qū)資源稟賦、產(chǎn)業(yè)布局、工業(yè)體系和電源電網(wǎng)結構及其地區(qū)分布特點的輸配電價形成機制和核定體系。測算現(xiàn)行電價中交叉補貼額度，明確各類用戶承擔或享受交叉補貼水平，科學實施合理分攤和逐步消化。積極探索采取多種措施保障交叉補貼資金來源，完善處理交叉補貼的政策措施。
3．探索開展特色工業(yè)園區(qū)電價改革試點。按照“試點先行、積極穩(wěn)妥”原則，以培育優(yōu)勢特色產(chǎn)業(yè)和促進產(chǎn)業(yè)轉移、發(fā)揮區(qū)域能源資源優(yōu)勢和消化地區(qū)富裕裝機為切入點，在自治區(qū)政府批復確定、地方政府支持的特色工業(yè)園區(qū)先行開展售電側改革試點。
4．深入研究蒙東電網(wǎng)輸配電價改革方案。考慮蒙東電網(wǎng)公司經(jīng)營虧損嚴重、投資能力不足、同價資金缺口較大、電價改革難度大等問題，爭取國家支持政策，多措并舉解決上述問題。
（二）繼續(xù)完善電力交易市場建設
1．推動跨省跨區(qū)電力交易市場建設。按照國家能源整體戰(zhàn)略和?。ㄊ?、區(qū)）級政府間合作協(xié)議，堅持“充分發(fā)揮輸電通道送電能力和規(guī)模效益、促進電力資源大范圍優(yōu)化配置”原則，考慮蒙東地區(qū)為東北地區(qū)重要的能源輸出基地、蒙西地區(qū)為華北地區(qū)重要的能源輸出基地的實際，完善省間合作機制，采取中長期交易為主、臨時交易為補充的交易模式，推動跨省跨區(qū)電力交易市場建設。積極參與跨省跨區(qū)輔助服務交易，探索開展電力期貨和電力場外衍生品交易。
2．深入推進蒙西電網(wǎng)電力多邊交易市場建設。根據(jù)電力體制改革進程和市場實際需求，按照“中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為補充”的原則，擴大市場主體范圍、豐富市場交易品種，探索開展電力現(xiàn)貨交易，不斷完善電力多邊交易和市場化輔助服務分擔機制，構建“開放、競爭、公平、有序”的電力交易市場。第一階段。繼續(xù)完善電力多邊交易市場體系，在年度和月度交易的基礎上，增加更短周期大用戶直接交易及其合同轉讓交易；增加可再生能源參與的各周期的大用戶直接交易；嘗試開展風電發(fā)電權交易。建成日前市場、日內電力平衡交易機制及不平衡電量結算考核機制，建成輔助服務補償交易機制，盡快建設能夠支撐上述交易的技術系統(tǒng)。準許售電企業(yè)參與交易，開展與電力多邊交易市場配套的電力零售市場試點。實現(xiàn)市場交易電量占蒙西電網(wǎng)工業(yè)用電量80%以上。第二階段。初步建成較為完善的電力交易市場體系，在第一階段基礎上增加小時前平衡市場、輔助服務市場、實時的不平衡電量結算機制和電力零售市場。蒙西電網(wǎng)全部工業(yè)用電量和部分商業(yè)用電量進入市場。
3．穩(wěn)步擴大蒙東電網(wǎng)大用戶電力直接交易試點。在已開展大用戶電力直接交易試點基礎上，逐步放寬參與交易的用戶類型和電壓等級，逐步放開發(fā)電企業(yè)、售電主體和電力用戶準入范圍，改革市場主體準入制度，以注冊認定代替行政許可。不斷豐富交易品種，鼓勵用戶和發(fā)電企業(yè)之間簽訂長期穩(wěn)定的合同，建立合同調整及偏差電量處理的交易平衡機制，健全風險規(guī)避機制，逐步建立相對穩(wěn)定的中長期交易機制。在推進中長期交易基礎上，開展電力市場現(xiàn)貨交易研究，根據(jù)電力體制改革進程和市場實際需求，適時開展現(xiàn)貨交易試點。按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制，積極開展輔助服務交易，在中長期市場開展可中斷負荷、調壓等輔助服務交易，現(xiàn)貨市場開展備用、調頻等輔助服務交易。
（三）組建相對獨立的電力交易機構
1．建立相對獨立的電力交易機構。以內蒙古電力公司、蒙東電力公司現(xiàn)有電力交易機構為依托，平穩(wěn)起步，有序推進，以股份制模式組建相對獨立的蒙西、蒙東電力交易中心，實現(xiàn)交易業(yè)務與電網(wǎng)業(yè)務分開，建設公平透明的電力交易平臺。交易機構不以盈利為目的，在自治區(qū)政府、華北能監(jiān)局、東北能監(jiān)局等相關部門的監(jiān)管下為市場主體提供規(guī)范、公開、透明的電力交易服務。交易機構主要負責交易平臺的建設、運營和管理；負責中長期市場和日前市場的組織實施；負責市場主體注冊和相應管理、披露和發(fā)布市場信息等；負責提供結算依據(jù)和相關服務等；參與擬訂電力市場交易規(guī)則。
2．科學建立交易、調度協(xié)調工作機制。交易機構主要負責市場和系統(tǒng)的經(jīng)濟性，調度機構主要負責市場和系統(tǒng)的安全性。厘清交易機構和調度機構的職責和工作界面。交易機構基于調度機構提供的網(wǎng)絡拓撲、斷面?zhèn)鬏斈芰Φ入娋W(wǎng)信息，在考慮電網(wǎng)安全約束條件的基礎上，根據(jù)交易結果擬定交易計劃，經(jīng)調度機構安全校核后執(zhí)行。調度機構主要負責電力實時平衡和系統(tǒng)安全，進一步優(yōu)化和改進調度規(guī)則，按照市場規(guī)則向交易機構提供市場出清所需的邊界條件，實現(xiàn)科學、公正、公平調度；日內及實時市場啟動后由調度機構負責實施。建立調度、交易機構之間的閉環(huán)工作機制，在系統(tǒng)互聯(lián)、信息互通、計劃制定、安全校核、出清結算等方面形成有效工作流程，在優(yōu)化資源配置的同時確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。結合自治區(qū)電力交易市場建設進程，研究建立完善、成熟的調度交易協(xié)調運作機制。
3．組建市場管理委員會。自治區(qū)電力體制改革領導小組辦公室牽頭組建由自治區(qū)政府有關部門、電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶等組成的蒙西、蒙東電力交易中心市場管理委員會，維護市場的公平、公正、公開，保障市場主體的合法權益，實現(xiàn)政府對交易機構的有效監(jiān)管。市場管理委員會實行按市場主體類別投票表決等合理議事機制，主要負責討論交易機構章程、交易和運營規(guī)則，協(xié)調電力市場相關事項等。
（四）有序推進發(fā)用電計劃改革
1．建立優(yōu)先購電和發(fā)電制度。確定優(yōu)先供電的適用范圍，全區(qū)重要公用事業(yè)、公益性服務行業(yè)，以及居民生活用電享有優(yōu)先購電權。開展有序用電工作，有效保障供需緊張情況下居民生活等用電需求不受影響。列入優(yōu)先保障序列的用戶，原則上不參與限電，同時鼓勵優(yōu)先購電用戶參與市場。建立優(yōu)先發(fā)電制度，堅持節(jié)能減排機組和清潔能源優(yōu)先上網(wǎng)原則，合理確定優(yōu)先發(fā)電機組范圍和優(yōu)先發(fā)電順序，實行動態(tài)調整。
2．制定放開發(fā)用電計劃實施方案。自治區(qū)電力運行主管部門綜合考慮全區(qū)經(jīng)濟結構、電源結構、電價水平、外送電規(guī)模、市場基礎以及社會穩(wěn)定等因素，結合自治區(qū)電力多邊交易、大用戶電力直接交易市場建設情況，制定放開發(fā)用電計劃實施方案。通過市場化交易方式，逐步放開其他發(fā)用電計劃，完善電力安全應急保障機制，實現(xiàn)電力電量平衡從計劃手段為主平穩(wěn)過渡到以市場手段為主，并促進節(jié)能減排。充分考慮企業(yè)和社會的承受能力，保障基本公共服務供給。
（五）穩(wěn)步推進售電側改革試點
1．有序放開售電業(yè)務。向社會資本有序放開售電業(yè)務，多途徑培育售電市場競爭主體，使用戶擁有選擇權，提升售電服務質量和用戶用能水平，提高供電安全可靠性，促進能源資源優(yōu)化配置。鼓勵通過提供合同能源管理、綜合節(jié)能和用電咨詢等智能綜合能源增值服務實現(xiàn)贏利，使發(fā)電側讓利切實傳導至用戶。開展售電業(yè)務的企業(yè)通過電力交易市場購電，從售電公司購電的工業(yè)用戶單位能耗、環(huán)保排放應符合國家標準、產(chǎn)業(yè)政策；售電企業(yè)對應的增量用戶是未參與電力交易的一般工業(yè)用戶和符合條件的商業(yè)用戶，此類用戶通過間接交易降低用電價格，并獲得增值服務；允許已參與電力交易的用戶作為存量用戶從售電公司購電，以獲得增值服務。售電市場先期放開工業(yè)園區(qū)內工業(yè)用戶，逐步放開至工業(yè)園區(qū)、城鎮(zhèn)的工業(yè)用戶和符合條件的商業(yè)用戶。用戶需全電量參與電力市場交易?？茖W設置售電公司的準入退出機制、購售電交易機制、調度管理辦法、財務結算機制，完善市場主體信用體系和監(jiān)管體系，切實防范風險。
2．穩(wěn)步開展特色工業(yè)園區(qū)增量配電網(wǎng)業(yè)務改革試點。按照有利于促進配電網(wǎng)建設發(fā)展和提高配電運營效率的要求，堅持“積極穩(wěn)妥、試點先行、安全可靠、公平公正”原則，探索社會資本投資增量配電業(yè)務的有效途徑。蒙西、蒙東地區(qū)先期分別選擇1—2
個特色工業(yè)園區(qū)積極穩(wěn)妥地開展增量配電網(wǎng)業(yè)務改革試點，科學評估試點成果和經(jīng)驗后再行研究是否推廣。優(yōu)先選擇增量配電網(wǎng)為社會資本投資建成配電網(wǎng)的增容擴建部分和探索消納可再生能源的增量配電網(wǎng)。開展試點的增量配電網(wǎng)應由盟市能源主管部門編制配電網(wǎng)規(guī)劃，經(jīng)省級能源主管部門批準后確定，確保增量配電網(wǎng)業(yè)務符合國家、自治區(qū)電力發(fā)展規(guī)劃、產(chǎn)業(yè)政策和市場主體對電能配送的要求?？茖W厘清輸電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)、存量和增量配電網(wǎng)的邊界；增量配電網(wǎng)業(yè)務應當通過市場競爭等方式擇優(yōu)確定投資主體，明確項目建設內容、工期、供電范圍并簽訂協(xié)議。增量配電區(qū)域的配電價格由內蒙古自治區(qū)價格主管部門依據(jù)國家輸配電價改革有關規(guī)定制定，并報國家發(fā)改委備案。配電價格核定前，暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價扣減該配電網(wǎng)接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價執(zhí)行。增量配電網(wǎng)絕對控股企業(yè)可申請擁有配電網(wǎng)運營權，也可只擁有投資收益權，運營權委托電網(wǎng)企業(yè)或符合條件的售電公司。配電網(wǎng)運營企業(yè)承擔配電區(qū)域內與電網(wǎng)企業(yè)相同的權利和義務，按國家有關規(guī)定承擔保底供電服務和普遍服務。國網(wǎng)蒙東電力公司、內蒙古電力公司以外的存量配電資產(chǎn)視同增量配電業(yè)務，按照實際覆蓋范圍劃分配電區(qū)域。
3．建立市場主體準入和退出機制。自治區(qū)能源主管部門根據(jù)開放售電側市場的要求和各地實際，科學確定符合技術、安全、環(huán)保、節(jié)能和承擔社會責任要求的售電主體準入和退出機制。售電主體必須具備獨立法人資格、信用良好，擁有與售電規(guī)模和業(yè)務范圍相適應的注冊資本、設備、經(jīng)營場所，以及具有電力系統(tǒng)基本技術經(jīng)濟特征的相關專職專業(yè)人員。擁有配電網(wǎng)運營權的售電公司應取得電力業(yè)務許可證（供電類）。售電主體按照國家有關文件要求，履行“一注冊、一承諾、一公示、三備案”的準入程序。電網(wǎng)企業(yè)負責電力傳輸配送，確保輸配電質量和用電安全，交易中心負責市場主體注冊、交易組織，提供結算依據(jù)，披露和發(fā)布市場信息，對市場主體及交易合同進行備案。電網(wǎng)企業(yè)應無歧視地向售電主體及其用戶提供報裝、計量、抄表、收費、結算、維修等各類供電服務，按約定履行保底供應商義務，確保無議價能力用戶也有電可用。市場主體退出之前應將所有已簽訂的購售電合同履行完畢或轉讓，并處理好相關事宜。
4．多途徑培育市場主體。允許符合條件的高新產(chǎn)業(yè)園區(qū)或經(jīng)濟技術開發(fā)區(qū)組建售電主體直接購電。允許大工業(yè)用戶、擁有分布式電源的用戶或微網(wǎng)系統(tǒng)組建售電主體參與電力交易。允許符合條件的發(fā)電企業(yè)投資和組建售電主體進入售電市場，從事售電業(yè)務。鼓勵供水、供氣、供熱等公共服務行業(yè)和節(jié)能服務公司從事售電業(yè)務。鼓勵社會資本投資成立售電主體，允許其從發(fā)電企業(yè)購買電量向用戶銷售。售電公司應以服務用戶為核心，以經(jīng)濟、優(yōu)質、安全、環(huán)保為經(jīng)營原則，實行自主經(jīng)營、自擔風險、自負盈虧、自我約束。售電主體可以采取多種方式通過電力市場購電，與發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)和用戶依法簽訂合同，明確相應的權利和義務，按規(guī)定約定相關事項。鼓勵售電主體創(chuàng)新服務，向用戶提供合同能源管理、綜合節(jié)能和用電咨詢等增值服務。
（六）促進可再生能源和分布式能源消納
充分發(fā)揮可再生能源電力邊際成本低的優(yōu)勢，超出保障性收購電量范圍的可再生能源發(fā)電量應以市場交易方式消納。探索開展風電等可再生能源與電力用戶以及電儲能、抽水蓄能等儲能設施直接交易。建立日前有償調峰集中競價交易機制提高電網(wǎng)調峰能力和清潔能源消納能力?，F(xiàn)貨市場完善后，可再生能源發(fā)電的優(yōu)先發(fā)電合同可通過差價合同或實物合同，以市場化方式實現(xiàn)。參與市場交易的可再生能源發(fā)電量在運行中優(yōu)先調度。
分布式電源主要采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)、電網(wǎng)調節(jié)”的運營模式。在確保安全、明確責任的前提下，積極發(fā)展融合先進儲能技術、信息技術的微電網(wǎng)和智能電網(wǎng)技術，提高系統(tǒng)消納能力和能源利用效率。積極開展分布式電源項目的各類試點和示范，推進蒙西新能源消納示范區(qū)建設。建立完善蒙西調峰輔助服務市場，加強蒙西輔助服務市場建設與京津冀輔助服務市場建設的協(xié)調銜接。落實可再生能源優(yōu)先發(fā)電制度，優(yōu)化電網(wǎng)運行方式和調度規(guī)程。完善新能源規(guī)劃建設管理模式，通過市場化手段配置新能源資源。放開用戶側分布式電源建設，支持企業(yè)、機構、社區(qū)和家庭根據(jù)各自條件，因地制宜投資建設太陽能、風能、生物質能發(fā)電以及燃氣“熱電冷”聯(lián)產(chǎn)等各類分布式電源，準許接入各電壓等級的配電網(wǎng)絡和終端用電系統(tǒng)。鼓勵專業(yè)化能源服務公司與用戶合作或以“合同能源管理”模式建設分布式電源。
（七）加強自備電廠監(jiān)督管理
自備電廠建設和運營應符合國家能源產(chǎn)業(yè)政策和電力規(guī)劃布局要求，嚴格執(zhí)行國家節(jié)能和環(huán)保排放標準，公平承擔社會責任，履行調峰義務。擁有自備電廠的企業(yè)應按照規(guī)定承擔政府性基金、政策性交叉補貼。擁有并網(wǎng)自備電廠的企業(yè)應與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)商確定備用容量，并按約定的備用容量向電網(wǎng)企業(yè)支付系統(tǒng)備用費。完善和規(guī)范余熱、余壓、余氣等資源綜合利用類自備電廠的支持政策?，F(xiàn)役自備電廠要按照國家要求和自治區(qū)統(tǒng)一部署加快推進節(jié)能和超低排放升級改造步伐。
（八）加強電力統(tǒng)籌規(guī)劃和科學監(jiān)管
切實加強電力行業(yè)特別是電網(wǎng)的統(tǒng)籌規(guī)劃，優(yōu)化電源與電網(wǎng)布局，加強電力規(guī)劃與能源規(guī)劃，地方性電力規(guī)劃與全國電力規(guī)劃間的有效銜接。提升規(guī)劃的覆蓋面、權威性和科學性，充分發(fā)揮規(guī)劃的引導作用和約束作用。嚴格執(zhí)行國家法律、法規(guī)和行業(yè)標準、規(guī)范，創(chuàng)新監(jiān)管模式，健全安全監(jiān)管機制，對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網(wǎng)公平開放、交易行為等情況實施監(jiān)管，對電力交易機構和電力調度機構執(zhí)行市場規(guī)則的情況實施監(jiān)管。建立市場主體信用評價制度，強化信用評價結果應用，有效防范市場風險。
四、加強電力體制改革工作的組織實施
電力體制改革工作事關自治區(qū)經(jīng)濟社會發(fā)展大局，要加強組織領導，調動各方面積極性，勇于創(chuàng)新，穩(wěn)妥推進。
（一）加強組織協(xié)調。自治區(qū)電力體制改革領導小組全面負責全區(qū)電力體制改革試點工作，研究部署重大決策，協(xié)調解決重大問題，推動制定切實可行的改革工作方案和有關配套措施，審定各項改革實施方案，確保電力體制改革工作順利進行。領導小組辦公室負責落實、發(fā)布、分解領導小組的決定和工作部署，協(xié)調解決推進電力體制改革工作的具體事項和具體問題。
（二）明確責任分工。自治區(qū)相關部門在加強溝通協(xié)作的基礎上，要切實承擔起本部門負責的電力體制改革試點任務。自治區(qū)發(fā)改委負責電價改革工作；自治區(qū)經(jīng)信委負責電力市場化交易和發(fā)用電計劃改革工作；自治區(qū)能源局負責售電側改革、推進分布式電源發(fā)展、加強電力規(guī)劃工作；華北能源監(jiān)管局、東北能源監(jiān)管局和自治區(qū)電力管理部門依據(jù)職能履行監(jiān)管職責。
（三）積極穩(wěn)妥推進。電力體制改革是一項系統(tǒng)性工程，要在各方共識的基礎上有序、有效、穩(wěn)妥推進。堅持試點先行，不斷總結試點經(jīng)驗，形成科學合理的容錯、糾錯機制，確保電力體制改革試點工作順利推進。
