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。
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