二、推進風電和光伏發電上網電價市場化。四川電網風電和光伏豐水期發電量全部參與電力市場化交易。未參與市場化交易上網電量由電網企業按照四川電網豐水期市場交易價格進行結算。（牽頭單位：省發展改革委、省經濟和信息化委，參加單位：四川能源監管辦、省能源局）
三、放開天然氣分布式發電余電上網電價。國家批復四川電網輸配電價后，全省天然氣分布式發電以熱（冷）定電的余電上網電量全部實行市場化交易，上網電價與電網企業和電力用戶自行協商確定或通過電力市場交易平臺形成。（牽頭單位：省發展改革委，參加單位：省經濟和信息化委、四川能源監管辦、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輸配電價，對四川電網供區執行統一輸配電價。推進四川電網供區同網同價，合理安排制定統一目錄銷售電價。其他地方電網城鄉居民用電已通過四川電網躉售電價實現同價的，保持電價水平不變。研究新增配電網配電價格管理辦法，以及四川電網供區以外的地方電網輸配電價改革方案。（牽頭單位：省發展改革委，參加單位：省經濟和信息化委、四川能源監管辦、省能源局）
五、實施電能替代輸配電價。經國家發展改革委批準后，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留存電量輸配電價執行，電網企業對上述項目的電費收入單獨核算并納入準許收入中統籌平衡，相關電量不納入工商業輸配電價測算。（牽頭單位：省發展改革委，參加單位：省經濟和信息化委、四川能源監管辦、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，相應調整銷售電價。（牽頭單位：財政廳，參加單位：省發展改革委、省經濟和信息化委、四川能源監管辦、省能源局）
七、組織實施好直購電政策。擴大直購電量規模到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，實施雙邊協商交易、集中競價交易、掛牌交易等多種交易。（牽頭單位：省經濟和信息化委，參加單位：省發展改革委、四川能源監管辦、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，支持甘眉工業園區、成阿工業園區、德阿產業園區等“飛地”園區用戶使用留存電量。實行留存電量計劃年中評估調整機制，對未完成的留存電量通過市場化交易實施。（牽頭單位：省發展改革委、省經濟和信息化委，參加單位：四川能源監管辦、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維持2016年基數不變，工業企業用電量超過基數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：省經濟和信息化委、省發展改革委，參加單位：四川能源監管辦、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“一戶一表”城鄉居民用戶（含與直供區同價的“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。
