青海：风电等资源类项目的业主选择将引入竞争机制

北极星风力发电网获悉，国家发展改革委、国家能源局近日发布《关于同意青海省开展电力体制改革综合试点的复函》。试点方案指出在确保供电安全的前提下，优先保障规划内的风能等清洁能源发电上网。制定风电等可再生能源发电项目送出工程规划，切实保障可再生能源公平并网接入，鼓励风电等送出工程由项目业主建设或代建，项目业主依法依规享受可再生能源接网工程补贴。按照环保优先、电价优先的原则，加强能源资源管理，将电源项目特别是风电等资源类项目的业主选择引入竞争机制，公开择优选择项目业主。以下为试点方案原文：

青海省电力体制改革综合试点方案

为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）（以下简称中发9 号文件）及配套文件精神，进一步深化电力体制改革，解决制约我省电力行业科学发展的突出矛盾和深层次问题，促进电力行业又好又快发展，结合我省实际，制定青海省深化电力体制综合改革试点实施方案。

一、 青海省电力体制现状及存在问题

( 一) 现状。

1. 基本情况。 青海省总面积 72 万平方公里， 平均海拔3000 米以上， 有 6 个民族自治州， 截至 2015 年底常住人口588 万人。 自 2002 年电力体制改革实施以来， 在国家发展改革委、 国家能源局的正确领导和大力支持下， 电力行业破除了独家办电的体制束缚， 从根本上改变了计划体制和政企不分、 厂网不分等问题， 实现了快速发展， 供电服务水平有了较大提高， 无电人口用电问题得到全面解决， 基本实现城乡用电同网同价， 初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。国网青海省电力公司辖 7 家地市级供电企业、 28 家县级供电企业， 供电面积 48.2 万平方公里， 供电人口 577.8 万人，承担了青海绝大部分地区供电任务。 此外， 玉树藏族自治州结古、称多等六县供电任务由青海省水利水电集团公司承担;果洛藏族自治州久治、 班玛、 玛多三县供电任务由当地县政府承担。 玉树地震后， 玉树电网与青海主网联网， 果洛三县电网孤网运行， 网架薄弱， 供电能力低， 可靠性差。

2. 电力发展情况。 截至 2015 年底， 全省电力装机 2171万千瓦。 其中， 水电 1145 万千瓦、 火电 415 万千瓦、 太阳能发电 564 万千瓦、 风电 47 万千瓦。 2015 年青海省全社会用电量 658 亿千瓦时， 发电量 576 亿千瓦时。青海电网位于西北电网中间枢纽位置，东部通过 4 回 750千伏线路与甘肃电网相连， 西部通过 2 回 750 千伏线路经甘肃沙洲与新疆联网， 南部通过一回±400 千伏直流与西藏联网。省内已形成东西 750 千伏电网为骨干网架、 东部 330 千伏双环网、 中部单环网、 西部及南部分别辐射至花土沟、 玉树等地区的主网网架结构， 110 千伏以 330 千伏变电站为电源点辐射供电， 供电能力与质量显著提升。 截至 2015 年末， 750千伏变电站 6 座， 变电容量 1440 万千伏安， 线路 17 条、 2716公里; 330 千伏变电站 29 座、 变电容量 1662 万千伏安， 线路 115 条、 5578 公里; 110 千伏变电站 121 座， 变电容量 898万千伏安， 线路 309 条、 8108 公里。

3. 市场化探索。 2016 年 1 月， 我省出台了《 青海省电力用户与发电企业直接交易试点方案》，开展电力用户与发电企业直接交易; 同年 4 月， 经省政府同意组建了青海电力交易中心有限公司， 章程和规则正在研究制定中。

( 二) 存在的问题。

近年来， 青海电力工业有了长足发展， 为经济社会发展提供了有力的支撑， 但一些长期积累起来的矛盾和问题也日益凸显， 特别是藏区电力普遍服务成本高等问题制约了我省电力工业进一步发展和市场化推进。

1. 青海藏区电力普遍服务成本高。 青海藏区电网面积大、 投入多， 负荷小、 电量少， 运营成本高。 藏区面积占全省 95%以上，电网投资占总投资 70%以上，用电负荷只占 15%左右， 电量仅占 12%左右。 维护藏区稳定责任重， 三江源保护责任大， 普遍服务成本高。 预计“十三五”藏区电网经营亏损将达 30 亿元，如不及早建立青海藏区电力普遍服务补偿机制， 将会大幅推高我省输配电价水平。

2. 市场化定价机制尚未形成。 一是现行上网电价大部分仍执行政府定价， 难以及时反映市场供求状况、 资源稀缺程度和环境保护支出。 二是工商业补贴居民和农业、 城市补贴农村、 高电压等级补贴低电压等级的电价交叉补贴问题突出。

3. 市场化交易机制尚待完善， 资源利用效率不高。 电力直接交易主要由政府主导以撮合交易为主， 发电企业和用户之间市场交易有限。青海电力交易中心有限公司配套管理、监督机制以及交易规则等尚不完善。 调峰辅助服务采取调度命令手段予以实施， 缺乏市场化补偿机制， 为西北电网调峰的青海水电没有获得相应的经济补偿。 丰富的太阳能资源得不到充分利用， 弃光现象时有发生。

4. 发展机制不健全， 可再生能源开发利用面临困难。青海是全国最大的太阳能发电基地之一， 为实现国家非化石能源发展目标和构筑生态安全屏障做出了突出贡献。 在青海可再生能源快速发展的同时， 也面临着一些困难， 国家出台的各地区可再生能源配额制并未赋予强制性约束力， 发电企业燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度尚未正式发布， 全国碳排放交易体系建设 2017 年才能启动， 影响和制约了青海省可再生能源的发展。

5. 配售电及投资主体单一， 售电侧竞争机制尚未建立。一直以来我省主要由国网青海省电力公司实行统购统销， 电网建设及终端销售主要依靠国网青海省电力公司， 尚未形成配售电市场， 配售电侧投资主体单一， 没有社会资本进入配售电市场及投资的有效途径， 售电侧竞争机制亟待建立。

二、 试点的必要性和紧迫性

当前， 国际国内电力形势已发生深刻的变化， 青海正处于奋力打造“ 三区”、 实现全面小康的关键阶段， 要顺利实现“十三五”发展目标， 与全国同步全面建成小康社会， 深化电力体制改革， 建设清洁低碳、 安全高效的现代电力体系， 对青海省经济社会的支撑作用至关重要。

( 一) 促进我省能源资源优势转化为经济优势。 青海具有丰富的能源和矿产资源。 其中， 55 种矿产资源保有量居全国前十位、 24 种居全国第三位、 11 种居全国首位。 水电资源丰富、 太阳能资源得天独厚。 依托丰富的能源资源， 青海把新能源新材料产业作为战略性新兴产业的重点。 新兴产业的发展和传统资源优势产业的转型升级， 都对电力的依赖程度越来越高。 通过深化我省电力体制改革， 可以激发电力产业发展的活力和动力， 促进传统和新兴产业发展。

( 二) 促进我省电力产业加快转型升级。

通过改革， 建立健全电力行业市场化体制机制， 有序放开竞争性业务、 实现供应多元化， 调整电力结构， 提升电力工业技术水平， 控制能源消费总量， 提高能源利用效率， 提高安全可靠性， 促进节能环保， 是适应并服务于“三区”建设的对电力产业发展的新要求。

( 三) 促进我省电力工业提高市场竞争力。

当前， 可再生能源外送矛盾突出，国家清洁能源转型战略实施面临困难。通过改革， 建立完善公平规范的电力交易市场机制， 形成跨省跨区电力交易机制， 融入全国电力市场， 可提升我省电力行业竞争力， 解决青海可再生能源外送矛盾， 促进青海特高压直流绿色走廊建设， 深入推进绿色能源革命。

( 四) 促进我省电力行业市场化体制机制建立。

一是在输配电价方面， 建立独立的输配电价机制， 改革和规范电网企业运营模式， 为推进电力上网侧和销售侧价格市场化奠定基础。 二是在发电侧方面， 促进发电企业降低成本， 有利于发电企业管理水平的整体提升。 三是在售电侧方面， 探索社会资本进入新增配售电领域的有效途径， 增强配电网建设的投资能力。 四是在电力市场方面， 增强电力用户在市场中的议价能力。

( 五) 促进我省少数民族地区经济社会发展。

我省区域内 95%以上属藏区、 牧区和高海拔地区， 电网投资巨大。 作为民族贫困地区的供电主体连续多年亏损， 发展难以为继。通过电力体制改革， 建立藏区普遍服务机制， 将增强自我发展能力， 确保民族地区的电力供应， 助推当地产业发展， 让少数民族群众在全面建成小康社会过程中一个都不掉队， 一个都不少。

深化电力体制改革事关我省能源安全和经济社会发展全局。 青海省委省政府高度重视电力体制改革工作， 各级政府、各类企业和用户及其他社会主体等， 对改革目的和意义有了进一步认识， 推进改革的诉求和呼声较高， 这些都具备了深化电力体制改革的良好环境和基础。