四、 主要目標和改革步驟
( 一) 主要目標。
建立健全藏區普遍服務補償機制; 建立科學、 合理的青海省輸配電價體系; 組建相對獨立、 規范運行的股份制青海電力交易中心， 對現有交易中心進行股份制改造; 建立跨省跨區電力交易新機制; 建立優先購電權、 優先發電權制度;培育社會資本參與的配售電主體。 實現與全國同步完成電力體制改革任務。
( 二) 改革步驟。
按照國家部署， 結合我省實際， 分兩個階段實施。第一階段(2016 年—2018 年)： 以國家政策框架為基本遵循， 以加快推進條件成熟的改革為突破口， 在建立藏區電力普遍服務補償機制的基礎上， 開展輸配電價核算， 進一步放開發用電計劃， 完善銷售電價分類改革， 完成相對獨立股份制交易機構的組建和交易平臺的建設， 明確市場準入標準和交易規則。 在電力市場體系、 社會資本投資配售電業務、培育市場主體等方面進行積極探索。實現電力市場規范有序，電價形成機制基本建立， 可再生能源發電和分布式能源發電在電力供應中的比例明顯提高， 市場主體多元化步伐加快的目標。
第二階段(2018 年—2020 年)： 2020 年前建立以長期交易為主、 現貨交易為補充的市場體系。 跨省跨區電力市場化交易份額進一步擴大， 電力行業“有法可依、 政企分開、 主體規范、 交易公平、 價格合理、 監管有效”的市場體系比較健全，供應多元化和公平競爭全面實現， 產業技術水平、 能源利用效率和電力運行安全可靠性明顯提升， 政府監管能力明顯增強， 實現全省資源優勢轉化為經濟優勢。
五、 重點任務
( 一) 建立青海藏區普遍服務補償機制。
妥善解決青海藏區電力普遍服務成本問題， 維護藏區電網健康持續發展和藏區和諧穩定局面是青海深化電力體制改革的成功保障。 2015 年， 中央第六次西藏工作座談會指出要建立青海藏區電力普遍服務補償機制， 國家能源局《 關于加快貧困地區能源開發建設推進脫貧攻堅的實施意見》 (國能規劃〔 2015〕 452 號) 要求制定藏區電力普遍服務補償機制。鑒于藏區電網投資需求大， 運營成本高， 需要在國家層面統籌考慮， 通過補助建設資金、 補償運維成本等多種方式建立藏區電力普遍服務補償機制。
1. 完善藏區電網建設扶持政策。 一是爭取國家將支撐藏區發展的骨干電網項目全部納入農村電網改造升級范圍。二是對所有納入青海藏區電網項目， 爭取提高中央預算內投入比例至 80%。
2. 通過資本金預算補償普遍服務成本。 爭取通過核減藏區電網資本金預算收入或資本金預算支出補償等方式補償藏區電力普遍服務成本。
( 二) 推動輸配電價改革。
1. 制定輸配電價改革試點方案。 按照國家要求， 結合開展輸配電價改革試點省份的成熟經驗， 探索建立科學合理的青海電網輸配電價形成機制， 建立平衡賬戶及相應的調整機制，擬定適合青海電力體制特點的輸配電價改革試點方案，經國家批準后組織實施。
2. 做好輸配電價定價成本監審工作。 按照《 國家發展改革委國家能源局關于印發<輸配電定價成本監審辦法(試行)>的通知》(發改價格〔 2015〕 1347 號) 要求， 配合國家開展青海電網輸配電價成本監審工作， 明確青海電網輸配電定價成本構成要素， 從嚴核定成本費用， 完成青海電網輸配電價成本監審工作。
3. 推進電價交叉補貼改革。 堅持保障民生、 合理補償和公平負擔的原則， 結合電價改革進程， 配套改革不同種類電價之間的交叉補貼， 逐步減少工商業內部交叉補貼， 妥善處理居民、 農業用戶交叉補貼， 逐步建立科學合理的銷售電價分類體系。 過渡期間， 由電網企業測算并申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額， 經政府價格主管部門審核后， 通過輸配電價回收。
4. 測算輸配電價標準。 在建立藏區電力普遍服務補償機制的基礎上， 根據成本監審結果， 按照“準許成本加合理收益”原則， 在綜合考慮電網企業輸配電資產、 成本、 效益的基礎上， 測算出輸配電價總水平和分電壓等級輸配電價標準。
( 三) 建立相對獨立的電力交易機構。
1. 組建和規范電力交易機構。 組建股份制青海電力交易中心， 對現有交易中心進行股份制改造。 青海電力交易中心按照政府批準的章程和規章運營， 按有關規定為電力市場交易提供服務， 機構管理運營和各類市場主體相對獨立， 并接受西北能源監管局和省級能源主管部門及相關部門的業務指導和監管。
2. 明確電力交易中心職能。 電力交易機構在西北能源監管局和省級能源主管部門的監管下， 不以營利為目的， 依法依規為市場主體提供規范、 公開和透明的電力交易服務，主要負責市場交易平臺的建設、 運營和管理， 負責市場交易組織， 提供結算依據和服務， 匯總用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合同， 負責市場主體的注冊和管理， 披露和發布市場信息等。 調度機構主要負責電力實時平衡和系統安全。
3. 設立市場管理委員會。 在省電力體制改革領導小組的領導下， 組建青海電力交易市場管理委員會， 由電網企業、發電企業、 售電企業、 電力用戶等按類別選派代表組成， 實行按市場主體類別投票表決等合理議事機制， 負責研究審定青海電力交易中心章程、 交易和運營規則， 推薦并依法定程序聘任青海電力交易中心高級管理人員， 協調電力交易市場相關事項等。 由西北能源監管局和省級能源主管部門、 省級電力運行主管部門、 省級價格主管部門等有關部門組成聯合小組， 聯合小組成員單位可派員參加電力交易市場管理委員會有關會議。 電力交易市場管理委員會審議結果經審定后執行， 聯合小組可行使否決權。 重大事項由聯合小組報經省政府審定后執行。
( 四) 建立健全電力市場交易機制。
1. 規范和明確市場主體。 對單位能耗、 環保排放均達到國家標準的發電企業、售電企業和用戶按照接入電壓等級、產業政策以及區域差別化政策等制定參與直接交易的準入標準。 在落實電力系統安全、 供需平衡和保障優先購電、 優先發電的前提下， 擴大省內電力直接交易規模; 實行市場主體注冊制。 發電企業、 售電企業、 用戶三方到交易機構注冊成為市場交易主體， 政府定期公布注冊的市場主體目錄， 并實施動態監管。
2. 引導市場主體開展多方直接交易。 對符合準入標準的市場主體賦予自主選擇權， 確定交易對象、 電量和價格，按照國家規定的輸配電價向電網企業支付相應的過網費， 直接洽談合同， 實現多方直接交易。 青海電力交易電子平臺建成之前， 以建立中長期市場為主， 主要開展年、 季、 月等月以上電能交易。 青海電力交易電子平臺建成后， 探索開展周、日等日以上電能交易。
3. 建立中長期穩定的交易機制。 構建體現市場主體意愿、 長期穩定的雙邊市場模式， 直接交易雙方通過自主協商決定交易事項， 依法依規簽訂電網企業參與的三方合同。 鼓勵用戶與發電企業簽訂年度及以上的長期合同， 建立并完善合同調整及偏差電量處理的交易平衡機制。
4. 建立調峰補償市場化的輔助服務機制。 建立用戶參與的服務分擔共享機制。 根據電網可靠性和服務質量， 按照“誰受益、 誰承擔”的原則， 發揮各類型發電企業和電力用戶的調節性能， 由用戶結合自身負荷特性， 自愿選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、 可中斷負荷協議等合同， 承擔相應的輔助服務費用， 或按照貢獻獲得相應的經濟補償;在現有基礎上建立完善調峰補償市場化機制。 加大調峰補償力度， 通過雙邊協商或市場化招標等方式確定參與調峰交易雙方。
5. 建立跨省跨區電力交易市場化機制。 積極配合推進西北電力市場建設， 按照國家統一安排和省級政府間的合作協議， 支持電力企業將省內富余的電力電量， 采取中長期交易為主、 臨時交易為補充的交易模式輸送到區域或全國電力市場進行交易， 促進電力資源在更大范圍內優化配置。 根據電力市場建設推進情況， 制定跨省跨區電力直接交易實施方案。 跨省跨區電力交易合同要向西北能源監管局、 省級能源主管部門和電力交易機構備案。
( 五) 推進發用電計劃改革。
1. 建立優先購電制度。 通過建立優先購電制度保障無議價能力的用戶用電。 一產用電， 三產中的重要公用事業、公益性服務行業用電， 以及居民生活用電優先購電。 重要公用事業、 公益性服務包括黨政軍機關、 學校、 醫院、 公共交通、 金融、 通信、 郵政、 供水和供氣等涉及社會生活基本需求， 或提供公共產品和服務的部門、 單位， 納入優先購電適用范圍。 制定藏區基本電力供應保障制度， 保障藏區群眾生產生活用電。
2. 建立優先發電制度。 優先保障清潔能源發電、 調節性電源發電上網。 按照國家發展改革委的《 可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》(發改能源〔 2016〕 625 號)規定，制定青海省可再生能源發電全額保障性收購實施細則。 安排年度發電計劃時， 充分預留可再生能源發電空間， 優先安排可再生能源保障性發電。 納入規劃的太陽能、 風能等清潔能源， 滿足電網安全需要的調峰調頻電量， 熱電聯產機組“以熱定電”電量， 跨省跨區送電中的國家計劃、 政府協議送電量，水電、 余熱余壓發電、 超低排放燃煤機組優先安排發電。
3. 逐步放開發用電計劃。 綜合考慮青海經濟結構、 電源結構、 電價水平、 送電規模和市場基礎以及保障社會穩定等因素， 隨著電力體制改革和電力市場體系建設的推進， 逐步放開發用電計劃。在現階段放開部分 35 千伏及以上工業用戶參與直接交易的基礎上，逐步放開全部 35 千伏及以上工商業用戶參與，允許部分優先購電的企業和用戶自愿進入市場。3—5 年全部放開除公益性調節性以外的發用電計劃。 隨著用電逐步放開， 相應放開一定比例的發電容量參與直接交易，市場力集中的發電企業要嚴格執行市場化電量， 為建設電力市場提供空間。 目前保留各類優先發電， 鼓勵優先發電企業自愿進入市場。 具備條件時， 調峰調頻、 供熱、 余熱余壓發電等優先發電盡可能進入電力市場。
( 六) 推進售電側市場改革。
1. 培育售電業務主體。 向社會資本有序放開售電業務，多途徑培育售電側市場主體， 形成有效競爭的市場結構和市場體系， 促進能源資源優化配置， 提高能源利用效率和清潔能源消納水平， 提高供電安全可靠性。 整合互聯網+、 智能電網、 能源綜合服務和節能管理等新興技術和管理模式， 提高電力用戶、 服務商、 電力生產商的互動， 提高電力服務的質量和水平。 支持發電公司及其他社會資本投資成立售電公司參與市場交易; 允許擁有分布式電源的用戶， 供水、 供氣和供熱等公共服務行業， 節能服務公司等從事市場化售電業務; 允許符合條件的用戶自主選擇市場交易對象。 建立售電側市場主體信用體系， 切實保障各相關方的合法權益。 電網企業制定制度措施確保無歧視地向售電主體及其用戶提供報裝、 計量、 抄表、 維修等各類供電服務， 按約定履行保底供應義務， 確保無議價能力用戶用電。
2. 鼓勵社會資本投資增量配電業務。 堅持改革正確方向， 鼓勵以混合所有制方式發展增量配電業務， 探索社會資本投資配電業務有效途徑， 以高新產業園區、 經濟技術開發區、 循環經濟園區、 工業園區和礦區等為重點， 有序向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務。 國網青海省電力公司以外的存量配電資產視同增量配電業務， 按照實際覆蓋范圍劃分配電區域。 同時， 社會資本投資增量配電網控股的，在取得供電業務許可后即擁有配電網運營權， 擁有與電網企業相同的權利， 并切實履行相同的責任和義務。 增量配電區域的配電價格由青海省價格主管部門依據國家輸配電價改革有關規定制定， 并報國家發展改革委備案。
3. 明確售電放開的市場準入條件。 在國家確定的售電側市場主體準入與退出標準、 條件基礎上， 結合青海實際，依法確定符合技術、 安全、 環保、 節能和社會責任要求的售電主體準入條件。 售電主體必須具備獨立法人資格、 業務獨立、 信用良好、 擁有與申請的售電規模和業務范圍相適應的注冊資本、 設備和經營場所以及具有掌握電力系統基本技術經濟特征的相關專職專業人員。 明確退出規則， 加強市場監管， 保障各相關方合法權益。 創新售電業務市場準入機制，以注冊認定代替行政審批， 實行“一注冊、 一承諾、 一公示、三備案”。
4. 明確市場主體權責。 售電主體可通過電力市場， 采取向發電企業集中競價和向其他售電商購電等多種方式購電。售電主體、 用戶和其他相關方依法簽訂合同， 明確權利義務。鼓勵售電主體創新服務， 向用戶提供合同能源管理、 綜合節能和用能咨詢等增值服務。 各種電力生產方式都要嚴格按照國家有關規定， 承擔政府性基金、 政策性交叉補貼、 普遍服務和社會責任等義務。 各市場主體通過電力交易中心等平臺進行交易。
( 七) 積極發展可再生能源和分布式電源。
1. 建立促進可再生能源消納機制。 加強可再生能源發電與其他電源、 電網的有效銜接， 加強特高壓交直流輸送通道建設， 提高消納和外送能力， 明確可再生能源接入、 電量輸送和消納責任，建立確保可再生能源電力消納的激勵機制。按照國家能源局《 關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》(國能新能〔 2016〕 54 號) 要求， 促進青海可再生能源電力在全國消納。 督促火電企業承擔火電發電量的非水可再生能源配額。 在青海建立區域碳排放交易中心，按照國家統一部署， 積極推進碳排放權交易試點， 鼓勵可再生能源發電企業加入試點， 提高可再生能源發電項目的投資回報率。
2. 逐步探索可再生能源參與市場競爭機制。 規劃內可再生能源優先發電， 優先發電合同可轉讓。 鼓勵可再生能源電量參與市場競爭、 跨省跨區消納。 利用省內可再生能源電力豐富的優勢， 鼓勵可再生能源發電企業在綠證交易機制建立之后， 進行綠色發電證書交易， 實現可再生能源電能的綠色價值。
3. 大力發展可再生能源和分布式電源。 依托青海豐富的太陽能、 風能和水能資源， 積極打造青海海南州、 海西州千萬千瓦級可再生能源基地、 黃河上游水電基地， 提高可再生能源消費比重和非水電可再生能源電量消費比重， 創建綠色能源示范省， 形成以可再生能源為主的能源供應體系。 分布式電源主要采用“自發自用、 余量上網、 電網調節”的運營模式， 在確保安全的前提下， 積極發展融合先進儲能技術、信息技術的微電網和智能電網技術， 提高系統消納能力和能源利用效率。
( 八) 加強電力行業統籌規劃。
1. 加強電力統籌規劃。 認真履行電力規劃職責， 優化電源與電網布局， 加強電力規劃與電源規劃之間、 全國電力規劃與地方性電力規劃之間的有效銜接。提升規劃的覆蓋面、權威性和科學性， 增強規劃的透明度和公眾參與度， 各種電源建設和電網布局要嚴格規劃并有序組織實施。 電力規劃應充分考慮資源環境承載力， 依法開展規劃的環境影響評價。規劃經法定程序審核后， 要向社會公開。 建立規劃實施檢查、監督、 評估和考核工作機制， 保障電力規劃的有效執行。
2. 加強電網規劃、 建設管理。 制定青海電網建設管理辦法， 明確各級政府、 電網企業在電網規劃建設中的職責，規范電網規劃和項目建設前期工作的程序及內容， 提高規劃編制的質量和執行剛性。強化各級政府對電網規劃管理職能，建立規劃審批、 實施、 修訂和后評價等制度。 建立省級和設區市的分級規劃建設管理體制， 省級負責 110 千伏及以上的規劃管理， 市(州)負責所轄區域 110 千伏以下的規劃管理。制定風電等可再生能源發電項目送出工程規劃， 切實保障可再生能源公平并網接入， 鼓勵風電等送出工程由項目業主建設或代建，項目業主依法依規享受可再生能源接網工程補貼。
3. 減少和規范電力行業行政審批。 進一步轉變政府職能、 簡政放權， 取消、 下放電力項目審批權限， 有效落實規劃， 明確審核條件和標準， 規范簡化審批程序， 完善市場規劃， 保障電力發展戰略、 政策和標準有效落實。 按照環保優先、 電價優先的原則， 加強能源資源管理， 將電源項目特別是水電、 太陽能發電、 風電等資源類項目的業主選擇引入競爭機制， 公開擇優選擇項目業主。
4. 加強和規范自備電廠監督管理。 按照國家相關規定制定企業自備電廠管理辦法， 將自備電廠建設和管理納入全省電力發展規劃。 按照國家資源綜合利用、 熱電聯產的政策要求， 嚴格遵循能效環保標準， 規范自備電廠建設， 維護電力市場秩序。 加強對自備電廠的運行監管， 并要求其承擔相應的社會責任。 禁止公用電廠違規轉為自備電廠。
( 九) 切實加強電力行業和電力市場科學監管。
1. 加強科學監管。 嚴格執行國家法律法規和行業標準，創新監管模式， 根據職能依法履行電力監管職責， 開展對電力規劃從編制到實施的全過程監督和后評價工作。 加強電網公平接入、 電網投資行為、 成本及投資運行效率監管。 切實保障可再生能源并網接入， 促進節能減排， 保障居民供電和電網安全可靠運行。 對市場主體有關市場操縱力、 公平競爭、電網公平開放、 交易行為等情況實施監管。 對電力交易中心和電力調度中心執行市場規則的情況實施監管。 加強和完善行業協會自律、 協調、 監督、 服務的功能， 充分發揮其在政府、 用戶和企業之間的橋梁紐帶作用。
2. 建立健全市場主體信用體系。 加強市場主體誠信建設， 規范市場秩序。 建立企業法人及其負責人、 從業人員信用紀錄， 將其納入統一的信用信息平臺， 使各類企業的信用狀況透明、 可追溯和可核查。 加大監管力度， 對企業和個人的違法失信行為予以公開， 違法失信行為嚴重且影響電力安全的， 要實行嚴格的行業禁入措施。
六、 組織實施
電力體制改革工作關系經濟發展、群眾生活和社會穩定，要加強組織領導， 按照“整體設計、 重點突破、 分步實施、 有序推進、 試點先行”的要求， 調動各方積極性， 確保改革有序、穩妥推進。
( 一) 成立領導小組， 落實工作機制。 成立青海省深化電力體制改革領導小組， 負責組織領導和統籌安排全省深化電力體制改革工作。 由省長任領導小組組長， 分管發展改革委、 經濟和信息化委的副省長任副組長， 省發展改革委、 省能源局和省經濟和信息化委、 西北能源監管局、 省財政廳、省環境保護廳、 省水利廳、 省國資委、 省政府法制辦等部門，國網青海省電力公司、 黃河上游水電開發有限責任公司、 省投資集團有限公司等單位的主要負責人為成員。 領導小組辦公室設在省能源局， 具體承擔領導小組日常工作。 辦公室主任由青海省能源局局長兼任。
( 二) 把握改革方向， 確保改革效果。 電力體制改革政策性強、 涉及面廣、 情況復雜， 各部門各單位要確保改革方向正確， 充分估計工作難度， 細化改革內容、 完善配套措施、突出工作重點， 統籌兼顧， 積極穩妥推進， 確保改革平穩有序推進， 取得預期目的和效果。
( 三) 精心組織安排， 扎實推進實施。 各部門各單位深入調查研究， 細致調查摸底， 及時協調解決改革中遇到的新情況新問題， 確保各項改革任務落到實處。 各項改革重點任務進展， 由牽頭單位負責按期報送省電力體制改革領導小組辦公室。
( 四) 加強輿論引導， 營造良好氛圍。 加強與新聞媒體的溝通銜接， 加強對電力體制改革輿論宣傳工作， 做好政策解讀， 闡釋改革的目的和意義， 正確引導社會輿論， 及時回應社會關切， 努力為改革營造良好的社會氛圍。
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