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。
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