青海：风电等资源类项目的业主选择将引入竞争机制

三、 总体思路和基本原则

( 一) 总体思路。

贯彻落实党的十八大、 十八届三中、 四中和五中全会精神， 按照中央进一步深化电力体制改革的总体部署， 坚持社会主义市场经济改革方向， 坚持创新、 协调、 绿色、 开放、共享发展理念， 立足青海实际， 围绕“三放开、 一独立、 三强化”重点任务， 推进电价改革， 理顺电价形成机制; 推进电力交易体制改革， 完善市场化交易机制; 推进发用电计划改革，更多发挥市场机制作用; 稳步推进售电侧改革， 有序向社会资本放开售电业务; 开放电网公平接入， 建立分布式电源发展新机制; 加强电力统筹规划和科学监管， 提高电力安全可靠水平。

( 二) 基本原则。

1. 坚持市场配置， 政府调控。 发挥市场配置资源的决定性作用， 促进有效竞争。 加强政府宏观调控， 有效发挥政府规划、 调节、 监管和保障民生的作用， 坚持电力基础设施特性和保证电力基本公共服务。

2. 坚持安全可靠， 提高效率。 遵循电力的技术经济规律， 保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应， 不断提高电力系统运行效率。

3. 坚持试点先行， 有序推进。 按照整体设计、 重点突破、 分步实施、 有序推进、 试点先行的要求， 调动各方面的积极性， 确保改革规范有序、 稳妥推进。

4. 坚持优化存量， 放开增量。 区别对待存量和增量，采取中长期交易为主、 临时交易为补充的交易模式， 建立跨省跨区电力市场交易新机制。 逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。 新增工业用户和新核准的发电机组原则上进入市场交易。

5. 坚持鼓励竞争， 保障民生。 在鼓励发电侧、 售电侧、用户充分竞争的同时， 结合我省经济发展总体水平和阶段性特征以及地区、 城乡发展差异， 充分考虑企业和社会的承受能力， 不搞“一刀切”， 有效保障电力公共服务。

6. 坚持清洁优先， 节能减排。 在确保供电安全的前提下， 优先保障水电和规划内的风能、 太阳能等清洁能源和超低排放燃煤机组发电上网。开展电力需求侧管理和能效管理，完善有序用电和节约用电制度。

四、 主要目标和改革步骤

( 一) 主要目标。

建立健全藏区普遍服务补偿机制; 建立科学、 合理的青海省输配电价体系; 组建相对独立、 规范运行的股份制青海电力交易中心， 对现有交易中心进行股份制改造; 建立跨省跨区电力交易新机制; 建立优先购电权、 优先发电权制度;培育社会资本参与的配售电主体。 实现与全国同步完成电力体制改革任务。

( 二) 改革步骤。

按照国家部署， 结合我省实际， 分两个阶段实施。第一阶段(2016 年—2018 年)： 以国家政策框架为基本遵循， 以加快推进条件成熟的改革为突破口， 在建立藏区电力普遍服务补偿机制的基础上， 开展输配电价核算， 进一步放开发用电计划， 完善销售电价分类改革， 完成相对独立股份制交易机构的组建和交易平台的建设， 明确市场准入标准和交易规则。 在电力市场体系、 社会资本投资配售电业务、培育市场主体等方面进行积极探索。实现电力市场规范有序，电价形成机制基本建立， 可再生能源发电和分布式能源发电在电力供应中的比例明显提高， 市场主体多元化步伐加快的目标。

第二阶段(2018 年—2020 年)： 2020 年前建立以长期交易为主、 现货交易为补充的市场体系。 跨省跨区电力市场化交易份额进一步扩大， 电力行业“有法可依、 政企分开、 主体规范、 交易公平、 价格合理、 监管有效”的市场体系比较健全，供应多元化和公平竞争全面实现， 产业技术水平、 能源利用效率和电力运行安全可靠性明显提升， 政府监管能力明显增强， 实现全省资源优势转化为经济优势。

五、 重点任务

( 一) 建立青海藏区普遍服务补偿机制。

妥善解决青海藏区电力普遍服务成本问题， 维护藏区电网健康持续发展和藏区和谐稳定局面是青海深化电力体制改革的成功保障。 2015 年， 中央第六次西藏工作座谈会指出要建立青海藏区电力普遍服务补偿机制， 国家能源局《 关于加快贫困地区能源开发建设推进脱贫攻坚的实施意见》 (国能规划〔 2015〕 452 号) 要求制定藏区电力普遍服务补偿机制。鉴于藏区电网投资需求大， 运营成本高， 需要在国家层面统筹考虑， 通过补助建设资金、 补偿运维成本等多种方式建立藏区电力普遍服务补偿机制。

1. 完善藏区电网建设扶持政策。 一是争取国家将支撑藏区发展的骨干电网项目全部纳入农村电网改造升级范围。二是对所有纳入青海藏区电网项目， 争取提高中央预算内投入比例至 80%。

2. 通过资本金预算补偿普遍服务成本。 争取通过核减藏区电网资本金预算收入或资本金预算支出补偿等方式补偿藏区电力普遍服务成本。

( 二) 推动输配电价改革。

1. 制定输配电价改革试点方案。 按照国家要求， 结合开展输配电价改革试点省份的成熟经验， 探索建立科学合理的青海电网输配电价形成机制， 建立平衡账户及相应的调整机制，拟定适合青海电力体制特点的输配电价改革试点方案，经国家批准后组织实施。

2. 做好输配电价定价成本监审工作。 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， 配合国家开展青海电网输配电价成本监审工作， 明确青海电网输配电定价成本构成要素， 从严核定成本费用， 完成青海电网输配电价成本监审工作。

3. 推进电价交叉补贴改革。 坚持保障民生、 合理补偿和公平负担的原则， 结合电价改革进程， 配套改革不同种类电价之间的交叉补贴， 逐步减少工商业内部交叉补贴， 妥善处理居民、 农业用户交叉补贴， 逐步建立科学合理的销售电价分类体系。 过渡期间， 由电网企业测算并申报现有各类用户电价间交叉补贴数额， 经政府价格主管部门审核后， 通过输配电价回收。

4. 测算输配电价标准。 在建立藏区电力普遍服务补偿机制的基础上， 根据成本监审结果， 按照“准许成本加合理收益”原则， 在综合考虑电网企业输配电资产、 成本、 效益的基础上， 测算出输配电价总水平和分电压等级输配电价标准。

( 三) 建立相对独立的电力交易机构。

1. 组建和规范电力交易机构。 组建股份制青海电力交易中心， 对现有交易中心进行股份制改造。 青海电力交易中心按照政府批准的章程和规章运营， 按有关规定为电力市场交易提供服务， 机构管理运营和各类市场主体相对独立， 并接受西北能源监管局和省级能源主管部门及相关部门的业务指导和监管。

2. 明确电力交易中心职能。 电力交易机构在西北能源监管局和省级能源主管部门的监管下， 不以营利为目的， 依法依规为市场主体提供规范、 公开和透明的电力交易服务，主要负责市场交易平台的建设、 运营和管理， 负责市场交易组织， 提供结算依据和服务， 汇总用户与发电企业自主签订的双边合同， 负责市场主体的注册和管理， 披露和发布市场信息等。 调度机构主要负责电力实时平衡和系统安全。

3. 设立市场管理委员会。 在省电力体制改革领导小组的领导下， 组建青海电力交易市场管理委员会， 由电网企业、发电企业、 售电企业、 电力用户等按类别选派代表组成， 实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制， 负责研究审定青海电力交易中心章程、 交易和运营规则， 推荐并依法定程序聘任青海电力交易中心高级管理人员， 协调电力交易市场相关事项等。 由西北能源监管局和省级能源主管部门、 省级电力运行主管部门、 省级价格主管部门等有关部门组成联合小组， 联合小组成员单位可派员参加电力交易市场管理委员会有关会议。 电力交易市场管理委员会审议结果经审定后执行， 联合小组可行使否决权。 重大事项由联合小组报经省政府审定后执行。

( 四) 建立健全电力市场交易机制。

1. 规范和明确市场主体。 对单位能耗、 环保排放均达到国家标准的发电企业、售电企业和用户按照接入电压等级、产业政策以及区域差别化政策等制定参与直接交易的准入标准。 在落实电力系统安全、 供需平衡和保障优先购电、 优先发电的前提下， 扩大省内电力直接交易规模; 实行市场主体注册制。 发电企业、 售电企业、 用户三方到交易机构注册成为市场交易主体， 政府定期公布注册的市场主体目录， 并实施动态监管。

2. 引导市场主体开展多方直接交易。 对符合准入标准的市场主体赋予自主选择权， 确定交易对象、 电量和价格，按照国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费， 直接洽谈合同， 实现多方直接交易。 青海电力交易电子平台建成之前， 以建立中长期市场为主， 主要开展年、 季、 月等月以上电能交易。 青海电力交易电子平台建成后， 探索开展周、日等日以上电能交易。

3. 建立中长期稳定的交易机制。 构建体现市场主体意愿、 长期稳定的双边市场模式， 直接交易双方通过自主协商决定交易事项， 依法依规签订电网企业参与的三方合同。 鼓励用户与发电企业签订年度及以上的长期合同， 建立并完善合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制。

4. 建立调峰补偿市场化的辅助服务机制。 建立用户参与的服务分担共享机制。 根据电网可靠性和服务质量， 按照“谁受益、 谁承担”的原则， 发挥各类型发电企业和电力用户的调节性能， 由用户结合自身负荷特性， 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， 承担相应的辅助服务费用， 或按照贡献获得相应的经济补偿;在现有基础上建立完善调峰补偿市场化机制。 加大调峰补偿力度， 通过双边协商或市场化招标等方式确定参与调峰交易双方。

5. 建立跨省跨区电力交易市场化机制。 积极配合推进西北电力市场建设， 按照国家统一安排和省级政府间的合作协议， 支持电力企业将省内富余的电力电量， 采取中长期交易为主、 临时交易为补充的交易模式输送到区域或全国电力市场进行交易， 促进电力资源在更大范围内优化配置。 根据电力市场建设推进情况， 制定跨省跨区电力直接交易实施方案。 跨省跨区电力交易合同要向西北能源监管局、 省级能源主管部门和电力交易机构备案。

( 五) 推进发用电计划改革。

1. 建立优先购电制度。 通过建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电。 一产用电， 三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电， 以及居民生活用电优先购电。 重要公用事业、 公益性服务包括党政军机关、 学校、 医院、 公共交通、 金融、 通信、 邮政、 供水和供气等涉及社会生活基本需求， 或提供公共产品和服务的部门、 单位， 纳入优先购电适用范围。 制定藏区基本电力供应保障制度， 保障藏区群众生产生活用电。

2. 建立优先发电制度。 优先保障清洁能源发电、 调节性电源发电上网。 按照国家发展改革委的《 可再生能源发电全额保障性收购管理办法》(发改能源〔 2016〕 625 号)规定，制定青海省可再生能源发电全额保障性收购实施细则。 安排年度发电计划时， 充分预留可再生能源发电空间， 优先安排可再生能源保障性发电。 纳入规划的太阳能、 风能等清洁能源， 满足电网安全需要的调峰调频电量， 热电联产机组“以热定电”电量， 跨省跨区送电中的国家计划、 政府协议送电量，水电、 余热余压发电、 超低排放燃煤机组优先安排发电。

3. 逐步放开发用电计划。 综合考虑青海经济结构、 电源结构、 电价水平、 送电规模和市场基础以及保障社会稳定等因素， 随着电力体制改革和电力市场体系建设的推进， 逐步放开发用电计划。在现阶段放开部分 35 千伏及以上工业用户参与直接交易的基础上，逐步放开全部 35 千伏及以上工商业用户参与，允许部分优先购电的企业和用户自愿进入市场。3—5 年全部放开除公益性调节性以外的发用电计划。 随着用电逐步放开， 相应放开一定比例的发电容量参与直接交易，市场力集中的发电企业要严格执行市场化电量， 为建设电力市场提供空间。 目前保留各类优先发电， 鼓励优先发电企业自愿进入市场。 具备条件时， 调峰调频、 供热、 余热余压发电等优先发电尽可能进入电力市场。