二、推進風電和光伏發(fā)電上網(wǎng)電價市場化。四川電網(wǎng)風電和光伏豐水期發(fā)電量全部參與電力市場化交易。未參與市場化交易上網(wǎng)電量由電網(wǎng)企業(yè)按照四川電網(wǎng)豐水期市場交易價格進行結(jié)算。（牽頭單位：省發(fā)展改革委、省經(jīng)濟和信息化委，參加單位：四川能源監(jiān)管辦、省能源局）

　　

　　三、放開天然氣分布式發(fā)電余電上網(wǎng)電價。國家批復四川電網(wǎng)輸配電價后，全省天然氣分布式發(fā)電以熱（冷）定電的余電上網(wǎng)電量全部實行市場化交易，上網(wǎng)電價與電網(wǎng)企業(yè)和電力用戶自行協(xié)商確定或通過電力市場交易平臺形成。（牽頭單位：省發(fā)展改革委，參加單位：省經(jīng)濟和信息化委、四川能源監(jiān)管辦、省能源局）

　　

　　四、加快推進輸配電價改革。爭取國家盡快批復四川電網(wǎng)輸配電價，對四川電網(wǎng)供區(qū)執(zhí)行統(tǒng)一輸配電價。推進四川電網(wǎng)供區(qū)同網(wǎng)同價，合理安排制定統(tǒng)一目錄銷售電價。其他地方電網(wǎng)城鄉(xiāng)居民用電已通過四川電網(wǎng)躉售電價實現(xiàn)同價的，保持電價水平不變。研究新增配電網(wǎng)配電價格管理辦法，以及四川電網(wǎng)供區(qū)以外的地方電網(wǎng)輸配電價改革方案。（牽頭單位：省發(fā)展改革委，參加單位：省經(jīng)濟和信息化委、四川能源監(jiān)管辦、省能源局）

　　

　　五、實施電能替代輸配電價。經(jīng)國家發(fā)展改革委批準后，對2017年1月1日以后改造和新建燃煤、燃油、燃氣鍋爐電能替代等項目輸配電價按藏區(qū)留存電量輸配電價執(zhí)行，電網(wǎng)企業(yè)對上述項目的電費收入單獨核算并納入準許收入中統(tǒng)籌平衡，相關電量不納入工商業(yè)輸配電價測算。（牽頭單位：省發(fā)展改革委，參加單位：省經(jīng)濟和信息化委、四川能源監(jiān)管辦、省能源局）

　　

　　六、取消停征部分政府性基金及附加。自2017年4月1日起，取消城市公用事業(yè)附加，相應降低各類銷售電價。自2017年4月1日起至2020年12月31日，暫停征收小型水庫移民扶助基金，相應調(diào)整銷售電價。（牽頭單位：財政廳，參加單位：省發(fā)展改革委、省經(jīng)濟和信息化委、四川能源監(jiān)管辦、省能源局）

　　

　　七、組織實施好直購電政策。擴大直購電量規(guī)模到500億千瓦時左右。降低直購電用戶電量準入條件，2016年已納入直購電范圍的企業(yè)原則上保持不變，新增用戶電量準入標準由年用電量1000萬千瓦時降至600萬千瓦時，對高新技術企業(yè)年用電量標準降至300萬千瓦時。按照市場化改革方向加快完善電力市場體系，實施雙邊協(xié)商交易、集中競價交易、掛牌交易等多種交易。（牽頭單位：省經(jīng)濟和信息化委，參加單位：省發(fā)展改革委、四川能源監(jiān)管辦、省能源局）

　　

　　八、組織實施好留存電量政策。組織實施2017年度甘孜、阿壩、涼山州留存電量實施方案，支持甘眉工業(yè)園區(qū)、成阿工業(yè)園區(qū)、德阿產(chǎn)業(yè)園區(qū)等“飛地”園區(qū)用戶使用留存電量。實行留存電量計劃年中評估調(diào)整機制，對未完成的留存電量通過市場化交易實施。（牽頭單位：省發(fā)展改革委、省經(jīng)濟和信息化委，參加單位：四川能源監(jiān)管辦、省能源局）

　　

　　九、實施豐水期臨時性富余電量政策。豐水期富余電量基數(shù)維持2016年基數(shù)不變，工業(yè)企業(yè)用電量超過基數(shù)的增量部分確定為富余電量。富余電量交易價格為0.07元/千瓦時—0.10元/千瓦時，通過集中掛牌等方式實施。（牽頭單位：省經(jīng)濟和信息化委、省發(fā)展改革委，參加單位：四川能源監(jiān)管辦、省能源局）

　　

　　十、試行豐水期居民生活電能替代電價。為鼓勵居民增加用電，減少水電棄水，自2017年6月1日起至10月31日，對四川電網(wǎng)“一戶一表”城鄉(xiāng)居民用戶（含與直供區(qū)同價的“子公司改分公司”、全資及控股供電公司居民用戶）試行電能替代電價，由國網(wǎng)四川省電力公司采用市場化方式代居民用戶采購豐水期富余電量。在維持現(xiàn)行居民生活用電階梯電價制度基礎上，對月用電量在181千瓦時至280千瓦時部分的電價下移0.15元/千瓦時，月用電量高于280千瓦時部分的電價下移0.20元/千瓦時。