青海省电力体制改革综合试点方案

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1、附件2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

2、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；1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

3、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、

4、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

5、）存在的问题。2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

6、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

7、时有发生。34．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

8、，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