重點任務中指出：

 

(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(jiān)審工作。按照《國家發(fā)展改革委國家能源局關于印發(fā)<輸配電定價成本監(jiān)審辦法(試行)>的通知》(發(fā)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(jiān)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(jiān)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(yè)內部交叉補貼，妥善處理居民、農業(yè)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(yè)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(qū)電力普遍服務補償機制的基礎上，根據成本監(jiān)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(yè)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(guī)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(guī)章運營，按有關規(guī)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(jiān)管局和省級能源主管部門及相關部門的業(yè)務指導和監(jiān)管。

 

2.明確電力交易中心職能。電力交易機構在西北能源監(jiān)管局和省級能源主管部門的監(jiān)管下，不以營利為目的，依法依規(guī)為市場主體提供規(guī)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(fā)電企業(yè)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(fā)布市場信息等。調度機構主要負責電力實時平衡和系統(tǒng)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(yè)、發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、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(guī)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(jiān)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(zhí)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(zhí)行。

 

(四)建立健全電力市場交易機制。

 

1.規(guī)范和明確市場主體。對單位能耗、環(huán)保排放均達到國家標準的發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)和用戶按照接入電壓等級、產業(yè)政策以及區(qū)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(tǒng)安全、供需平衡和保障優(yōu)先購電、優(yōu)先發(fā)電的前提下，擴大省內電力直接交易規(guī)模;實行市場主體注冊制。發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、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(tài)監(jiān)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(guī)定的輸配電價向電網企業(yè)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(wěn)定的交易機制。構建體現市場主體意愿、長期穩(wěn)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(guī)簽訂電網企業(yè)參與的三方合同。鼓勵用戶與發(fā)電企業(yè)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(fā)揮各類型發(fā)電企業(yè)和電力用戶的調節(jié)性能，由用戶結合自身負荷特性，自愿選擇與發(fā)電企業(yè)或電網企業(yè)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(qū)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(tǒng)一安排和省級政府間的合作協議，支持電力企業(yè)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(qū)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(yōu)化配置。根據電力市場建設推進情況，制定跨省跨區(qū)電力直接交易實施方案?？缡】鐓^(qū)電力交易合同要向西北能源監(jiān)管局、省級能源主管部門和電力交易機構備案。

 

(六)推進售電側市場改革。

 

1.培育售電業(yè)務主體。向社會資本有序放開售電業(yè)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(yōu)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(jié)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(fā)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(yè)，節(jié)能服務公司等從事市場化售電業(yè)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(yè)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(yè)務。堅持改革正確方向，鼓勵以混合所有制方式發(fā)展增量配電業(yè)務，探索社會資本投資配電業(yè)務有效途徑，以高新產業(yè)園區(qū)、經濟技術開發(fā)區(qū)、循環(huán)經濟園區(qū)、工業(yè)園區(qū)和礦區(qū)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(yè)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(yè)務，按照實際覆蓋范圍劃分配電區(qū)域。同時，社會資本投資增量配電網控股的，在取得供電業(yè)務許可后即擁有配電網運營權，擁有與電網企業(yè)相同的權利，并切實履行相同的責任和義務。增量配電區(qū)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(guī)定制定，并報國家發(fā)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(huán)保、節(jié)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(yè)務獨立、信用良好、擁有與申請的售電規(guī)模和業(yè)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(tǒng)基本技術經濟特征的相關專職專業(yè)人員。明確退出規(guī)則，加強市場監(jiān)管，保障各相關方合法權益。創(chuàng)新售電業(yè)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(fā)電企業(yè)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(chuàng)新服務，向用戶提供合同能源管理、綜合節(jié)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(guī)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。