13.分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。放开竞争性环节电力价格，在形成机制上把输配电价与发售电价分开。其中，参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定;参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金三部分组成。过渡时期，电力直接交易可采取保持电网购销差价不变的方式，即发电企业上网电价调整多少，销售电价就调整多少，差价不变。其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及
居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电，继续执行政府定价。
14.妥善处理交叉补贴。坚持保障民生、合理补偿、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。过渡期间，由电网企业向政府价格主管部门申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，经审核后通过输配电价回收。
(六)促进新能源发展和消纳。
15.促进可再生能源电力消纳。认真落实可再生能源发电全额保障性收购政策，编制本地区年度电力电量平衡方案时，在保证电网安全稳定和保障民生的前提下，全额安排可再生能源发电，优先预留风电、光伏发电、水电等可再生能源机组发电空间，支持利用多能互补等技术提高可再生能源消纳能力，同时积极接纳京津冀地区的清洁电力，确保 2020年非水可再生能源电量比重提高到 10%。
16.完善可再生能源、分布式电源并网机制。电网企业应健全电力并网技术标准及管理办法，进一步简化业务流程，建立相关制度并对外公开。开放电网公平接入，保障可再生能源、分布式电源无歧视、无障碍上网。放开用户侧分布式电源市场，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统，允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易。
(七)强化燃煤自备电厂管理。
17.鼓励小火电机组关停替代。削减煤炭消费总量，鼓励军粮城电厂、静海热电厂等小火电机组关停替代，减少污染物排放，推动大气污染防治。能耗和污染物排放不符合国家和天津市标准的小火电机组应实施升级改造，拒不改造或不具备改造条件的逐步淘汰关停。
18.规范自备电厂建设运营管理。禁止新建燃煤自备电厂。禁止公用电厂违规转为企业自备电厂。企业自备电厂自发自用电量应承担并足额缴纳政府性基金以及政策性交叉补贴和辅助服务费用，并按约定的备用容量支付系统备用费，严格执行调度纪律，主动承担维护电力系统安全稳定运行的责任和义务。
19.推进自备电厂环保改造。自备电厂应安装脱硫、脱硝、除尘等环保设施，确保满足大气污染物排放标准和总量控制要求。2016 年，全市 10 万千瓦及以上自备煤电机组全部实施超低排放改造，并于 2017 年底前完成全部改造工作，鼓励其它有条件的自备电厂实施超低排放改造。
(八)加强运营管理和市场监管。
20.强化供需两侧管理。按照市场化方向，从需求侧和供应侧两方面入手，搞好电力电量整体平衡。加强电力企业运营管理，确保电力安全稳定供应，有效保障供需紧张情况下居民等重点用电需求不受影响。加强电力应急能力建设，提升应急响应水平，确保紧急状态下社会秩序稳定。
21.建立电力规划统筹协调机制。建立政府各部门和企业之间、各相关专业规划之间的横向协调统筹机制，优化电源与电网布局，加强电力规划与能源等规划之间、地方性电
力规划与全国电力规划之间的有效衔接。不断提升规划的覆盖面、权威性和科学性，增强规划的透明度和公众参与度，各种电源建设、网架布局和增量配电网业务要严格按规划有
序组织实施。
22.强化科学监管。完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段，有效开展电力交易、调度、供电服务和安全监管，加强电网公平接入、电网投资行为、成本及投资运行效
率监管。加强市场主体诚信建设，将企业法人及其负责人、从业人员信用纪录纳入天津市信用信息平台，使各类企业的信用状况透明、可追溯、可核查。对企业和个人的违法失信
行为予以公开，违法失信行为严重且影响电力安全的，要实行严格的行业禁入措施。
四、保障措施
(一)加强组织领导。成立由分管副市长牵头、国家能源局华北监管局、市发展改革委、市工业和信息化委、市财政局、市环保局、市市场监管委、市电力公司等单位参与的天津市电力体制综合改革组织领导机构，负责制定天津市电力体制改革试点实施方案，统筹推进各项改革任务。组织领导机构日常工作由市工业和信息化委负责，组织推动方案的实施，及时协调改革进程中遇到的问题。市有关部门按照职责分工，做好改革任务牵头推动，确保各项工作落到实处。
(二)开展动态评估。市有关部门要从安全、公平、经济、效率、清洁能源消纳等方面，对改革工作开展动态评估，提供第一手参考依据，及时、准确、充分地了解改革运行状况，建立风险防控机制，应对可能出现的各类问题，保障电网安全运行和电力可靠供应，确保改革顺利实施。
(三)严格监督考核。要将电力体制改革作为促进全市经济发展、保障民生的重要任务。各单位、各部门根据方案任务分工，制定改革时间表、路线图，按计划推进电力体制改革各项工作;市有关部门要制定实施目标责任制，切实加强日常督促检查、跟踪和考核，确保改革任务如期完成。
(四)加强宣传引导。加大对电力体制改革的宣传报道力度，及时发布改革信息，做好政策措施解读，积极回应社会关切，加强工作沟通协调，最大程度凝聚各方共识，充分调动各方积极性，形成改革合力，为推进天津市电力体制改革工作营造良好社会氛围。
青海省深化电力体制综合改革试点实施方案
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。