(二)组建相对独立的电力交易机构。
4.组建相对独立的电力交易机构。在北京电力交易中心加挂京津冀电力交易中心牌子，实现交易业务与电网业务分开，并根据电力市场建设发展需要，逐步引入其他市场主体进行股份制改造。电力交易机构按照政府批准的章程和规则为电力市场交易提供高效、优质服务(市工业和信息化委、市发展改革委牵头)
5.明确交易与调度机构职责。电力交易机构在政府监管下为市场交易主体提供规范、公开、透明的电力交易服务，主要负责市场建设、交易平台建设与运行维护、市场成员注册与管理、市场分析预测、市场交易组织、提供交易结算依据、披露和发布市场信息等工作，配合有关部门编制电力市场交易规则。电力调度机构主要负责电力实时平衡和系统安全。(市工业和信息化委、市发展改革委牵头)
6.建立电力市场管理委员会。在天津市电力体制综合改革组织领导机构下，按类别选派有关市场主体代表参加京津冀电力市场管理委员会。(市工业和信息化委、市发展改革委牵头)
(三)推进电力市场建设。
7.规范市场化交易规则。按照国家能源局制定的电力交易基本规则，研究完善京津冀电力市场交易具体细则。2016年配合制定出台京津冀电力直接交易规则，适时配合制定出台京津冀电力现货交易规则。(市工业和信息化委、市发展改革委牵头)
8.推动电力直接交易。积极参与京津冀电力市场建设，引进区外低价电，降低本地用电成本。结合有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，在2016年底前，组织开展大用户与发电企业直接交易试点，并逐步放开准入范围，扩大直接交易规模。完善省际合作机制，加强与电力富集省份的沟通协作，积极推动跨省跨区直接交易，扩大市场化交易电量。按照年度京津唐电网电力电量平衡方案中明确的京津唐电网电量交易规模开展市场化交易，并积极争取提高直接交易规模。(市工业和信息化委、市发展改革委牵头)
9.完善辅助服务交易机制。按照“谁受益、谁承担”的原则，研究建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。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，自主参与辅助服务市场化交易。(市工业和信息化委、国家能源局华北监管局牵头)
(四)稳步推进售电侧放开。
10.放开增量配电投资业务。对于历史形成的国网天津市电力公司以外的存量配电资产，视同增量配电业务，按照实际覆盖范围划分配电区域。2017年前，推动现有符合条件的经济技术开发区、保税区、高新区、循环经济产业区等园区开展增量配电投资业务试点，提高配电网运行效率，争取形成可复制可推广的模式。2020年前，以新建的各类产业园区(如南港工业区等)、新建城区为重点推动社会资本进入配电领域，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务。对社会资本投资增量配电网绝对控股的，在取得供电业务许可后即拥有配电网运营权，拥有与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务。(市发展改革委、市工业和信息化委、国家能源局华北监管局牵头)
11.培育多元化售电主体。逐步向社会资本放开售电业务，发电企业及其他社会资本均可投资成立独立的售电公司。2017年，根据国家《售电公司准入与退出管理办法》出台售电公司准入退出实施细则。选择有参与意愿并符合准入条件的各类园区，组建独立的售电公司，可以代表园区内相关企业打捆参与电力直接交易。电网企业应无歧视地向售电主体及其用户提供各类供电服务，按约定履行保底供应商义务，确保无议价能力用户也有电可用。(市发展改革委、市工业和信息化委牵头)
(五)完善配套服务机制。
12.核定输配电价。按照国家要求，2016年研究制定天津电网输配电价改革试点方案。按照《国家发展改革委国家能源局关于印发〈输配电定价成本监审办法(试行)〉的通知》(发改价格〔2015〕1347号)要求，组织开展输配电定价成本监审工作，严格核减不相关、不合理的投资和成本费用。在此基础上，按照“准许成本加合理收益”的原则，以有效资产为基础，测算电网准许总收入和分电压等级输配电价，经国家发展改革委审定后向社会公布。建立平衡账户，实施总收入监管与价格水平监管。制定相关配套政策措施，逐步完善输配电价体系。配合华北能源监管局开展华北区域输电价格核定。(市发展改革委牵头)
13.分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。放开竞争性环节电力价格，在形成机制上把输配电价与发售电价分开。其中，参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定;参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金三部分组成。过渡时期，电力直接交易可采取保持电网购销差价不变的方式，即发电企业上网电价调整多少，销售电价就调整多少，差价不变。其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电，继续执行政府定价。(市发展改革委、市财政局牵头)
14.妥善处理交叉补贴。坚持保障民生、合理补偿、公平负担的原则，结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴，逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴。过渡期间，由电网企业向政府价格主管部门申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，经审核后通过输配电价回收。(市发展改革委牵头)
(六)促进新能源发展和消纳。
15.促进可再生能源电力消纳。认真落实可再生能源发电全额保障性收购政策，编制本地区年度电力电量平衡方案时，在保证电网安全稳定和保障民生的前提下，全额安排可再生能源发电，优先预留风电、光伏发电、水电等可再生能源机组发电空间，支持利用多能互补等技术提高可再生能源消纳能力，同时积极接纳京津冀地区的清洁电力，确保2020年非水可再生能源电量比重提高到10%。(市发展改革委、市工业和信息化委牵头)
16.完善可再生能源、分布式电源并网机制。电网企业应健全电力并网技术标准及管理办法，进一步简化业务流程，建立相关制度并对外公开。开放电网公平接入，保障可再生能源、分布式电源无歧视、无障碍上网。放开用户侧分布式电源市场，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统，允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易。(市发展改革委牵头)
