三是电力系统运行效率和服务有待提高。
电网投资主体单一，电网调峰、容量备用等辅助服务市场尚未建立，系统峰谷差不断加大，系统安全运行压力大，分布式电源接入和需求侧管理受到一定制约。
二、总体要求
(一)指导思想。全面贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中、五中全会精神，深入学习贯彻习近平总书记系列重要讲话精神，牢固树立创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，进一步适应经济发展新常态，紧紧围绕天津市全面建成高质量小康社会奋斗目标，突出供给侧结构性改革要求，持续深化电力体制综合改革，以建立健全电力行业市场体制为主要目的，以“管住中间、放开两头”为核心任务，以“三放开、一独立、三强化”为主要路径，理顺价格形成机制，降低电力成本，放开竞争性业务，实现多元供应，提高能源利用效率，促进节能环保，提升行业技术水平，确保安全可靠，加快构建“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的电力行业市场体制。
(二)基本原则。
——坚持安全高效，确保民生。遵循电力系统运行的客观规律，以确保全市供电安全可靠前提，保障电力系统安全、稳定运行和基本公共服务高效供给，完善有利于经济运行、环境保护、公共安全、社会稳定的行业发展体制机制。
——坚持统筹兼顾，公平开放。正确处理政府、企业和用户之间的关系，统筹各项改革任务，统筹计划与市场关系，统筹局部与全局利益，充分调动各类市场主体参与电力体制
综合改革试点工作，妥善处理各方关系，促进可持续发展。
——坚持问题导向，因地制宜。结合国家确定的改革任务，充分考虑京津唐电网电力电量统一平衡现状和天津市电力发展的实际需求，重点就有序放开发用电计划、推进售电主体多元化、促进绿色电力消纳、完善电力市场建设等问题提出改革方案。
——坚持积极稳妥，阶段推进。结合天津市实际，有重点、有步骤地推进电力改革。坚持试点先行，在条件相对较好、矛盾相对较小的地区先行开展试点，总结试点经验，逐步推广，确保改革平稳推进。
(三)改革目标。
第一阶段(2016 年至 2018 年)，参与初步构建京津冀电力市场。按照供给、需求、输配、交易等市场要素，核定输配电价，妥善处理交叉补贴，制定直接交易规则，推动电力
直接交易，组建相对独立的交易机构，构建电力市场平台，按照国家有关规定，明确市场主体准入和退出标准，稳步推进售电侧放开，积极探索社会资本参与增量配电投资的有效
途径。
第二阶段(2019 年至 2020 年)，参与京津冀电力现货交易，建成完整的京津冀电力市场体系。按照电力市场化基本要求，建立更加完善的定价机制和更加健全的电力交易机制，
除必要的公益性、调节性以外的发用电计划全部放开，形成市场主体多元、竞争有序的交易格局，逐步融入全国电力市场体系。
三、重点任务
(一)有序放开发用电计划。
1.积极参加京津冀统一平台开展直接交易。综合考虑天津市经济发展、社会稳定、电网安全、电价水平等因素，在保障民生前提下，研究制定天津市发用电计划有序放开实施方案，确定发用电计划有序放开的分阶段实施条件和放开比例，明确各阶段发用电主体市场准入条件及责权义务。
2.建立优先发电制度。落实可再生能源发电保障性收购制度，推进水能、风能、太阳能、生物质能等可再生能源和余热余压余气优先发电。满足调峰调频和电网安全需要的电量优先发电。燃气、超低排放燃煤热电联产机组实行“以热定电”，在采暖期优先发电。
3.建立优先购电制度。全市第一产业用电，第三产业中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电列入优先购电范围。优先购电用户按照政府定价优先购买电量，并获得优先用电保障，原则上不参与限电，可自愿选择参与市场竞争。2017 年，明确优先购电的用户类别、电量规模，制定保障上述用户优先购电的配套措施。
(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。
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。
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。
(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。
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。到 2017 年底，争取天津市电量交易 60%通过直接交易实现。
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。
(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。
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。
(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。