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电网建设全面加快，形成了东至哈密、西至伊犁，南至喀什的750千伏主网架结构，以及西北联网两条750 千伏通道。

7月，大唐南京发电厂等发电企业和南京中电熊猫液晶显示科技有限公司等电力用户达成直接交易，交易规模95亿千瓦时，占江苏省当年全社会用电量的2%。2016年4月，华能南京发电厂等15家发电企业和南京乐金熊猫电器有限公司等647家电力用户达成直接交易，最终交易规模为315亿千瓦时，超额完成2016年新增交易部分的第一阶段。

按市场边际成交价差作为全部成交电量价差统一出清。4. 计量与结算在合同约定的执行周期内，直接交易电量按照月度滚动执行。若发电企业与电力用户边际成交价差不一致，则按两个价差算术平均值执行。其中基本电价按照江苏省现行销售电价表中大工业用电基本电价标准执行，电度电价依据电力用户电压等级确定：110千伏及以上电力用户与发电企业进行直接交易电量的电度电价=直接交易价格+直接交易输配电价+电网损耗价格+政府性基金及附加。江苏省电力直接交易历程江苏省电力直接交易始于2010年，国家发改委一次性批复核定了江苏、浙江、重庆三省市电力用户与发电企业直接交易试点输配电价。

2012年3月江苏省正式启动电力直接交易试点，年交易电量为13.16亿千瓦时，经过四次扩围，2016年直接交易双边协商规模已达到535亿千瓦时，预计占全社会用电量的比重为10.46%。小 结目前，江苏省电力直接交易双边协商规模占全社会用电量的比重仅为10.46%，交易规模相对较小、且交易模式较为单一。按照国家统一安排部署，参照已开展输配电价改革试点省份经验，结合陕西两家电网企业并存的实际情况，按照有利于推进电力市场化改革、有利于促进电网企业健康发展、有利于减轻社会用电负担等原则，合理确定试点范围，科学核定输配电价，研究拟定并及时报送适合我省电力体制特点的输配电价改革试点方案，经国家批准后组织实施。

5、明确电力交易中心职能。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。23、全面放开用户侧分布式电源市场。加大电力发展重大问题研究，依据资源环境承载能力，科学调控电力发展的规模和布局，建立规划监督、评估、考核机制，各种电源建设和电网布局严格按规划有序组织实施，增强规划的执行力。

国家能源局西北监管局和陕西省电力行业管理部门对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管。积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，提高系统消纳能力和能源利用效率。

在省电力体制改革领导小组的领导下，建立电力市场管理委员会，由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等组成，实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制，主要负责研究审定陕西电力交易中心章程、交易和运营规则，协调电力交易市场相关事项等。加快推行输配电价与发售电价分开形成机制，有序放开上网电价和公益性以外销售电价。社会资本投资增量配电网绝对控股的，即拥有配电网运营权，同时拥有供电营业区内与电网企业相同权利，履行相同责任和义务。在确保维护电网调峰调频和安全运行的前提下，优先安排水力、风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电;根据电网调峰调频需要，合理安排调峰调频电量;按照以热定电原则安排热电联产机组发电;兼顾资源条件、系统需要，合理安排水电发电;兼顾调峰需要，合理安排余热余压余气发电;考虑节能环保水平，安排高效节能、超低排放燃煤机组发电，并通过留足计划空间、加强电力外送和消纳、组织实施替代等措施予以确保。

按照国家要求取消、下放电力项目审批权限，有效落实规划，明确审核条件和标准，规范简化审批程序，完善市场规则，保障电力发展战略、政策和标准有效落实。明确退出规则，加强市场监管，保障各相关方合法权益。做好节能技改项目审核管理工作，积极建立适应省情的电力应急机制。省级电力运行主管部门、国家能源局西北监管局、省物价局等相关部门可派员参加电力市场管理委员会有关会议。

(七)加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平。创新售电业务市场准入机制，以注册服务代替行政审批，实行一注册、一承诺、一公示、三备案。

居民生活用电列入优先保障序列，近期不参与市场竞争，原则上不参与限电，纳入用电计划。四、组织实施(一) 加强组织领导。

26、切实加强电力行业及相关领域科学监管。坚持市场导向。加强可再生能源发电与其他电源、电网的有效衔接，扩大外送可再生能源发电量比例，明确可再生能源电力接入、输送和消纳责任，建立确保可再生能源电力消纳的激励机制。领导小组主要负责认真贯彻落实中发〔2015〕9号文件精神，全面统筹协调推进陕西省电力体制综合改革工作，研究确定组织实施方案和措施，协调解决电力发展、结构转型、产业升级的重点难点问题。(三)推进电力交易体制改革，开展市场化交易。交易机构可向市场主体合理收费，主要包括注册费、年费、交易手续费。

一、充分认识陕西省电力体制改革的重要性和紧迫性2002年以来，按照国务院关于电力体制改革的有关要求，陕西省积极稳妥推进电力体制改革，打破了独家办电的局面，初步形成了央企、省属企业、地方企业等多家竞争的发电市场以及国家电网陕西省电力公司和陕西省地方电力(集团)有限公司共存的电网企业，从根本上解决了电力严重短缺的问题。市场管理委员会审议结果经审定后执行，国家能源局西北监管局和省级有关部门可行使否决权。

《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》对深化电力体制改革指明了方向，《中共陕西省委全面深化改革领导小组2016年工作要点》对深化电力体制改革提出了新要求，社会各界对加快电力体制改革的期盼和共识也在提高，这些都为深化电力体制改革奠定了良好的基础。在电力市场体系、社会资本投资配售电业务、市场主体培育、输配电价等方面积极探索，在榆林市开展电力体制改革试点。

完善和规范余热、余压、余气、瓦斯抽排等资源综合利用类自备电厂支持政策，制定陕西省自备电厂建设管理办法。鼓励能源需求侧管理机构和供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司开展市场化售电业务。

鼓励用户与发电企业之间签订长期稳定的合同，建立并完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制。允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区组建售电主体直接购电。鼓励省内发电企业与省外电力用户建立中长期电力合作关系，选择大容量、高效率、超低排放机组，开展与湖北省等周边省份跨省跨区电力直接交易试点，扩大市场化交易电量，丰富交易品种，积极推进我省煤炭向电力转化。售电主体必须具备独立法人资格、业务独立、信用良好、拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的注册资本、设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员。

鼓励售电主体创新服务，向电力用户提供合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务。二是供电服务水平有了较大提高。

电力交易机构在省级电力运行主管部门业务指导下为市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务，参与拟订电力市场交易规则，主要负责市场交易平台的建设、运营和管理，负责市场交易组织，提供结算依据和服务，汇总用户与发电企业自主签订的双边合同，负责市场主体的注册和管理，披露和发布市场信息等。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。

积极开展分布式电源项目的各类试点和示范。按照国家部署，结合我省实际，分两个阶段实施。

8、引导市场主体开展多方直接交易。切实保障新能源并网接入，促进节能减排，保障居民供电和电网安全可靠运行。三、近期主要任务(一)推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用支持拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易。

打造神府、榆横、延安和彬长西电东送煤电基地，加快陕北至武汉特高压输电工程等外送电通道建设，扩大陕电外送规模，促进电力资源在更大区域范围优化配置。允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区组建售电主体直接购电。

根据成本监审结果，在综合考虑电网企业输配电资产、成本、效益的基础上，按照准许成本加合理收益的原则，测算出陕西电网输配电价总水平和分电压等级输配电价标准，加快改变对电网企业的监管模式，逐步形成规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系。按电压等级分期分批放开用户参与直接交易，参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标准，不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与直接交易。

省级电力运行主管部门、国家能源局西北监管局、省物价局等相关部门可派员参加电力市场管理委员会有关会议。坚持试点先行。