为进一步加强电力普遍服务监管，切实巩固国家能源局“全面解决无电人口用电问题三年行动计划”成果，持续改善藏区农牧民用能体验，有效促进边远地区经济社会发展，2017年8月，国家能源局西北监管局组织专题调研组，赴青海省玉树藏族自治州、海西蒙古族藏族自治州等地，对藏区电力普遍服务等有关情况进行专题调研。
一、基本情况
（一）青海省藏区概况
青海省位于青藏高原东北部，总面积72.23万平方公里，辖2市、6州，共47个县（市、行委），2016年末人口594万人。其中，藏区行政区域包括海北、黄南、海南、果洛、玉树5个藏族自治州和海西蒙古族藏族自治州，共33个县（市、行委），面积70.2万平方公里，占全省面积的97.1%，截至2016年末藏区人口213.92万人，占全省总人口的36%，是我国除西藏以外最大的藏族聚集区，也是高原生态安全屏障的重要区域。
青海藏区地域范围广，供电网络呈现点多、线长、负荷小的特点。截至2017年6月底，青海电网藏区供电面积59.49万平方公里，110千伏变电站78座，变电容量399万千伏安，线路7795公里；35千伏变电站121座，变电容量52.7万千伏安，线路5691公里；10千伏配变10056台，变电容量111.7万千伏安，线路18110公里。
（二）无电人口用电问题解决情况
2013年，国家能源局制定并发布了《全面解决无电人口用电问题三年行动计划（2013-2015年）》，其中涉及青海省共计46.9万无电人口用电问题。
三年行动计划实施以来，国网青海省电力公司和青海省水利水电集团公司承担了其中的电网延伸项目，后者主要负责建设玉树藏族自治州和果洛藏族自治州的班玛、久治、玛多三县电网延伸项目，前者主要负责青海省其余地区；另有大唐格尔木太阳能发电公司、黄河上游水电开发有限公司等11家单位负责建设独立光伏电站和户用光伏系统，解决黄南、海南等6个州共32个县（市、行委）电网无法延伸地区的无电人口用电问题。
截至2015年12月底，通过电网延伸和光伏独立供电方式，按期完成了三年行动计划目标，青藏高原腹地的牧民从此告别以酥油点灯的生活，同时也标志着国家“十二五”规划提出的“无电地区人口全部用上电”的目标如期实现。2016年，国网青海省电力公司继续实施部分电网延伸工程，将部分暂由户用光伏系统解决通电问题的1.16万人口接入电网。
（三）藏区供电管理体制变更情况
玉树藏族自治州电网原由青海水利水电集团有限责任公司的全资子公司青海玉树电力公司负责运营与管理，其中囊谦、杂多、治曲网内小水电站分别隶属各电力公司，实行厂网一体的电力管理体制。果洛藏族自治州的班玛、久治、玛多三县电力资产原由所在县水电公司负责经营。
2014年4月29日，青海省人民政府召开玉树、果洛电力体制改革专题会议，明确将玉树及果洛网外三县电网资产全部移交国网青海省电力公司管理和运营。2015年12月17日，青海省人民政府召开玉树、果洛九县电网资产上划国网青海省电力公司有关事宜专题会议，明确了移交工作进度时间表。2016年1月13日，青海玉树州三江供电有限公司组建，由国网青海省电力公司通过玉树电网筹建分公司履行代管责任。根据青海省发展改革委下发的玉树州目录电价，玉树地区于2016年11月起实现与青海省其他地区同网同价。2017年1月3日，国网玉树供电公司正式揭牌成立。果洛班玛、久治、玛多三县供电公司则直接划转已于2008年成立的国网果洛供电公司。至此，玉树、果洛地区实现厂网分开，青海省面积97.4%属国网青海省电力公司供电区域。
二、藏区电力普遍服务的主要做法及存在问题
（一）电网投资建设：供电能力显著提升，后续投资需求仍然巨大
近年来，国网青海省电力公司持续加大藏区电网投资、建设与改造力度，藏区电网结构日趋合理，供电能力大幅提升。“十二五”期间，国网青海省电力公司对藏区投资218亿元（含主网），占青海省全部电网建设投资的74%，为“十一五”期间的2.16倍。截至2016年，藏区用户年均停电时间由2010年的61.32小时缩短至21.25小时，高压配电网单辐射结构比例由58%降至34%，中压线路联络率由39.6%提高至56%，10千伏线路平均供电半径由31.8公里缩短至19.8公里，供电可靠性达到99.7319%，综合电压合格率达到98.927%，供电质量显著改善。
同时，藏区电网结构简单薄弱，电网覆盖仍有不足，配电网建设改造任务仍然艰巨，配电网建设资金缺口、投资需求巨大，一定程度上制约了藏区电网安全稳定运行和藏区人民共享经济社会发展成就。主要体现在：
一是划转地区网架结构薄弱。玉树地区8座110千伏变电站中，除结古变为单母分段双辐射接线，其余7座均为单母线单辐射接线；35千伏均为单线单变；10千伏均为单辐射接线。玉树地区上级电源单一，一旦唐玛玉330千伏主网停电检修，玉树电网就将回到孤网运行，极易造成用户临时停电或限电。如2017年5月10日至18日，玉树孤网运行期间，全州限负荷高达40%。二是工程建设投资水平较高。电网建设工程外部环境复杂，青海藏区多处于自然保护区，工程项目与生态环境保护之间的矛盾需要协调，征地、青苗赔偿等政策性处理工作难度不断加大，涉及民族和宗教等问题极难解决，各种阻挠层出不穷。加之高海拔等地理条件的影响，藏区电网建设中线路及变电单位投资较全国平均水平高出20-30%。三是电网发展资金来源不足。近年来，中心村电网改造、村村通动力电、异地搬迁配套供电、贫困村电网改造等电网建设任务艰巨，但国家农网改造升级中央预算内资金有限。2016年，青海省农网改造升级投资中央预算内资金6.5亿元，2017年则仅为3亿元。四是大电网延伸压力较大。无电人口用电问题全面解决之后，部分地区仍通过离网型光伏电站和户用光伏供电，仅能满足基本的用电需求，或将存在电能供应不够稳定、电能质量不够可靠、供电方式难以长年延续等问题。以玉树地区为例，尚有约10.5万人采用光伏供电；以海西地区为例，仍有64个牧业行政村采用光伏供电，牧民逐草而居，分布广而散，户与户间距离长达几公里甚至十几公里。如以电网延伸方式逐步加以解决，势必产生更加巨额的投资需求。
（二）电网经营运行：投入产出矛盾突出，普遍服务成本逐年上升
目前，青海藏区电网经营呈现“两大、两小、两高”，即面积大、投入大、电量小、产出小、成本高、亏损高等现状。主要表现为：
一是藏区电网面积大电量小。藏区供电面积59.49万平方公里，占青海电网供电面积的87%，而2016年藏区售电量83亿千瓦时，仅占青海电网的14%，单位资产售电量0.3千瓦时/元，约为非藏区的10%，其中果洛藏族自治州仅为0.1千瓦时/元。二是电网建设投入大产出小。预计“十三五”期间，对藏区电网投资需316亿元，占国网青海省电力公司总投资的76%，是“十二五”的1.45倍。而从产出看，藏区用电负荷仅占全省的15%左右，每平方公里负荷密度不足3千瓦，约为非藏区的11%，其中果洛地区仅0.9千瓦/平方公里。且青海藏区大部分处于三江源自然保护区，生态环境保护责任重大，工业发展受到限制，负荷及电量增长缓慢、用电结构单一的特性在未来较长一段时间内不会改观。三是电网运维成本高亏损大。受藏区平均海拔高、气候恶劣、地处偏远、供电半径大等因素影响，为保持与非藏区相同或接近的电力服务水平，据国网青海省电力公司测算，承担藏区电网运维的人员、生产车辆及运维费用总量，分别应达到非藏区的1.5倍、1.33倍和1.18倍。从运维成本看，2016年藏区电网运维成本0.455元/千瓦时，考虑购电成本后保本销售价格约0.683元/千瓦时，而藏区平均销售电价0.45元/千瓦时，度电亏损0.233元；从经营情况看，2011年至2016年，藏区电网年运维成本分别为24、29、32、35.8、35.7、37.9亿元，亏损额分别为16、18、20、24、22.9、23.5亿元，电网成本年均增长11%，远远高于收入增速，年均亏损21亿元。
另外，随着原无电地区独立光伏电站交由国网青海省电力公司所属青海电力集体产业管理公司负责运维管理，玉树、果洛地区全面接收地方电网资产，电网覆盖范围不断向边远山区延伸，设备折旧费、运维费、财务费用等成本性费用还将继续上涨，电网经营压力进一步增大。据国网青海省电力公司测算，预计“十三五”期间，藏区电网年均亏损将达到28亿元。
（三）服务承诺兑现：地方划转基础薄弱，服务能力水平差距明显
玉树供电公司组建以来，国网青海省电力公司高度重视职工队伍稳定、后勤保障、人力资源保障、结对帮扶等工作，企业基础管理逐步规范，干部员工业务技能不断提升，供电服务意识和水平显著增强。但划转前原玉树电力公司管理基础薄弱、划转干部员工尚未完全适应业务需求、专业基础积淀不足、自动化信息化水平较低、部分遗留问题未能得到解决，制约着玉树地区供电服务水平的进一步提升，供电服务承诺在一定时期内尚不具备兑现条件；即使与青海省其他藏区相比，仍存在较大差距。主要存在的问题有：
一是配电设备运维检修效率偏低。藏区配电自动化尚处于空白或半空白状态，无法实时监控运行工况和迅速隔离故障区段，加之配电设备运检人员缺员情况严重，且专业技能水平偏低，业务规范性不强，对设备跳闸及异常追根塑源力度不够、治理不彻底，玉树供电公司成立后虽然逐渐扭转了过去地方电力约时停送电、不经调度许可实施线路作业等严重违章的作业习惯，但供电质量仍然难以满足监管要求或国网企业内部规范。二是基层营业窗口设置不足。目前玉树供电公司所辖一市五县中，仅有玉树市供电公司设有1个营业厅，其余五县公司设置简易收费点共计17个，乡镇供电营业还未正式组建，组建方案仍由玉树供电公司向国网青海省电力公司上报待批。三是电费抄收方式单一。目前玉树地区缴费方式仅有营业厅缴费、走收两种方式，远低于国家电网在其他供电区域已经开通的金融机构代扣、移动手机支付、自主缴费终端等17种缴费方式数量。边远地区牧民群众的电费缴纳主要采用走收方式，由供电公司抄表员上门服务，存在资金和服务管控风险。四是供电故障抢修效率较低。玉树供电公司成立后，改变了过去地方电力节假日停业、夜间不开展报修的服务习惯，但基础管理仍然粗放，对供电故障报修响应时间、修复时间统计记录不规范，无法满足监管时限要求。据国网青海省电力公司统计，藏区供电故障平均修复时间231分钟，为非藏区（90.5分钟）的2.55倍。五是业扩报装缺乏有效监督。玉树地区各市（县）公司业扩报装管理刚刚开始规范，营销业务应用信息系统尚未部署，对业扩报装各环节办理流程和时限管控缺乏有效的监督制约手段，边远地区业扩报装办理时限尚达不到监管要求，也未能满足《国家能源局关于进一步规范用户受电工程市场的通知》（国能监管〔2013〕408号）关于全程信息化管理和信息公开相关规定。六是用电诉求通道不畅。目前，玉树供电公司未向社会公布供电服务承诺，未在供电营业场所公示95598客服热线电话，也未按照规定要求公示、普及和宣传12398能源监管热线。七是群众用电要求日益提高。随着藏区供电管理体制的变更和电网建设改造进程的进一步加快，群众用电需求由“用上电”逐渐转为“用好电”，对供电能力、供电质量、供电服务等方面的心理预期越来越高，对供电企业规范经营管理各方面提出了新的更高的要求。
（四）生态环境保护：环保措施多向发力，生态平衡压力持续存在
为维护三江源地区敏感性强和脆弱性强的高寒生态系统，藏区有关供电企业以高度负责的央企社会责任意识，主动作为，多措并举，积极参与生态维护和治理，得到了有关地方政府的肯定和社会各界的好评。典型的做法有：一是积极恢复输电线路杆塔基础植被。排查三江源地区前几年建成投运的110千伏输电线路铁塔基础沙石裸露的情况，采取装设环保种植带、定期养护草甸植被、对稀疏空缺草甸进行草籽复播等方法，逐级恢复线路杆塔基础草甸植被。玉树供电公司成立以来，已完成4条110千伏线路40基杆塔3224平方米植被的恢复工作，彰显了企业社会责任和公共使命担当。二是有效防控草原鸟类触电死亡事件。随着无电地区通电、大电网延伸，隆宝自然保护区等地多发草原鸟禽在线路杆塔栖息时触电死亡情况。玉树供电公司加大投入，将43条配网线路3150基耐张杆引流线全部更换为绝缘线、加装驱鸟器4000支，对隆宝、珍秦、昂赛自然保护区3264基直线塔进行横担绝缘包覆，有效防控鸟禽触电事件发生，实现了民生通电工程与草原生态和谐共存，避免了鸟害问题恶意炒作可能导致的舆情风险。三是示范推动清洁能源高效利用。2017年9月，国内首个高寒高海拔清洁供暖示范项目在玛多县投运。结合果洛网外三县电网上划，国网青海省电力公司在玛多县新增1座110千伏变电站，改造增容35千伏中心变，对县城配电网进行全面改造，并以定点扶贫资金实施试点和样板项目，预计将实现玛多县清洁供暖面积26.9万平方米，每年可减少燃煤消耗2.78万吨，减少碳粉排放1.9万吨，二氧化碳排放6.9万吨，有效保护黄河源头生态环境。
随着藏区电力建设任务的进一步推进，电力建设工程与高原生态环境保护之间的矛盾还将更加突出、更加多样，电力企业在生态平衡方面承受的压力将长期、持续存在，也将对电网建设、运维成本造成持续压力。经调研了解，目前，在青海藏区实施的配电网建设中，环保或水土保持费用均偏低，加之施工周期短、后期地质变化、雨水冲刷等因素，部分杆塔基础附近植被遭到破坏，无法适应当前三江源自然保护区日益提高的环保标准要求。
三、相关意见与建议
（一）监管意见
1.加强电网建设改造，提高藏区供电保障能力。国网青海省电力公司要进一步完善藏区750千伏、330千伏骨干网架，结合地区电源开发、科学规划变电站落点、优化地区网架结构，加快解决部分县域电网薄弱和孤网运行等突出问题，提高藏区电网持续供电能力和电源外送能力；要在配电网投资上合理倾斜、有所侧重，着力提升玉树市、格尔木市等藏区人口聚集地区的供电持续性、稳定性和可靠性，逐步解决110千伏、35千伏单线单变问题，消除电网薄弱环节，优先保障人口聚集县镇、乡村供电能力；要不断加大配电自动化等新技术应用，适时推进中低压配电网改造，防治频繁停限电、“低电压”等问题，以高度的政治责任感完成好藏区移民搬迁、游牧民定居等安置点供电保障任务。
2.加大藏区帮扶力度，加快规范基层运营管理。玉树、果洛地区平均海拔达4000米以上，均高于西藏自治区平均海拔，自然环境恶劣，气候条件特殊，且划转原地方电力企业经营模式粗放、管理基础薄弱，短期内难以依靠自身力量完成转型。国网青海省电力公司要继续加大业务帮扶力度，选派业务骨干到玉树、果洛等划转地区供电企业挂职帮扶，尽快实现藏区供电质量同质、服务品质同优；建议国网青海省电力公司想方设法提升高海拔地区作业人员待遇水平，完善后勤保障配套建设，消除干部员工后顾之忧；建议适当放宽玉树、果洛地区人才准入标准，从当地选聘、培训基层班组一线作业人员，形成相对合理的人才结构，缓解高海拔地区结构性缺员和队伍稳定问题；玉树、果洛供电公司要以划转改制和大学生人才补充为契机，立足新的战略起点，明确新的发展目标，塑造新的企业文化，实现新的管理提升。
3.科学设定指标目标，实现服务水平稳步提升。国网青海省电力公司要结合藏区各供电企业供电保障能力、服务能力、自然环境、地理条件等实际情况，制定科学的、合理的、多样化的经营指标、服务承诺，切实履行和兑现服务承诺。特别是玉树、果洛划转地区，可适当降低或调整经营考核指标，同时有计划、有步骤地明确逐步规范供电服务的路线图，例如近3年内故障抢修到达现场时限、用电业务办理时限、投诉举报处理时限可在《供电监管办法》规定的基础上上浮50%，用3至5年时间逐步达到监管要求。西北能源监管局将进一步研究藏区农村地区供电可靠率、居民用户受电端电压合格率、用电业务办理时限等方面的规定标准，使之与藏区用电实际相适应。
4.规范报送监管信息，主动接受社会公众监督。藏区各供电企业要正确认识客观存在的困难与自身不足，要正视存在的问题，勇于发现问题，敢于揭露问题，不怕暴露问题，在问题的立行立改中持续提升业务水平，主动接受监管检查和社会监督。特别是玉树、果洛划转地区，要按照及时性、准确性、完整性的要求，努力完善信息统计、分析与报送工作，尽快实现监管信息报送正常化；要将着力规范供电企业信息公开工作放在首要位置，主动向社会公开95598客服热线电话，认真落实公示、普及和宣传12398能源监管热线相关要求，在供电营业场所、微信等新媒体平台公开发布业务办理流程和当前阶段能够达到的服务承诺，以各项供电业务的阳光化办理赢得藏区群众的理解、信任与信赖。
（二）政策建议
1.完善电网企业内部帮扶机制。建议国家电网公司在符合国家政策、确保国有资产保值的前提下，进一步加大对藏区电力公司的帮扶力度，建立、健全、完善帮扶互助的长效机制。一是适当降低或调整对青海省电力公司的经营考核指标，按照习总书记对青海省“生态文明先行区”“中华水塔”的定位，以政治责任、社会责任和生态责任履行落实情况取代对企业经济性经营指标的要求。例如，可在经营考核中剔除藏区普遍服务相关因素，对同水平、同档次地区与其他网省公司对比考核。二是通过东西部省（区）电力公司结对帮扶、按照受益原则由经济发达地区为藏区代建电力工程或代维护电力设施等多种形式，实现对藏区电网经营亏损的补偿。三是按照青海藏区面积大、负荷低、输电线路长的特点，比照借鉴新疆等类似地区，适当提高青海地区输电服务费标准，从提高清洁能源消纳能力、提升电能送出积极性等方面，适当缓解藏区电网运维压力。四是按照援藏干部的待遇和标准，选派内地网省优秀业务骨干到玉树、果洛等落后地区供电企业挂职帮扶，尽快协助搭建业务基础。
2.加大藏区电网建设扶持力度。目前，青海藏区电网建设项目中，只有农网建设项目为国家中央资本金投入50%，其余均由电网公司自筹。随着藏区电网发展需求与资金来源不足的矛盾愈加突出，电力企业在电网建设中承载着巨大的压力。一是对纳入青海藏区电网建设的项目，建议提高中央预算内资金投入比例。据测算，若参照西藏自治区现行标准提高至80%，较现有中央预算比例情况下，预计将年均减少亏损2亿元。二是青海果洛、玉树藏族自治州和海西蒙古族藏族自治州多地属三江源核心保护区，建议可将三江源国家公园范围内的电力设施建设纳入其基础设施建设资金统筹考虑，拓展电网建设资金来源。
3.合理确定藏区输配电价水平。2017年7月，国家发展改革委按照现行购销差价核定了青海电网输配电价，核定青海电网2017-2019年平均输配电价为0.174元/千瓦时。但实际执行中，考虑政策影响等特殊因素调整后，青海电网输配电价实际执行为0.146元/千瓦时左右。长期以来，与同类省区相比，青海电网输配电价处于较低水平。在西北地区比较来看，青海电网现行输配电价较甘肃低2.6分，较陕西低2.2分，较新疆低1.5分，较宁夏低0.5分左右，较低的输配电价在一定程度上制约了电网的健康持续发展。建议应充分考虑青海电网承载藏区普遍服务压力较大的实际困难，在经济社会可承受范围内合理确定输配电价，例如切实按照核定输配电价0.174元/千瓦时执行，适当缓解藏区电网运维经营压力。
4.建立藏区普遍服务补偿机制。经对青海藏区电网经营情况分析，藏区电网投入需求大、负荷增长小的状况在一定时期内不会改变，将长期处于巨额亏损状态。青海省电力负荷小，销售电量少，用电结构单一，大工业用电占全省售电量的90%以上，且以高载能行业为主，大工业在承担对居民和农业的交叉补贴后，难以再承受藏区电力普遍服务的沉重负担，全社会电价承受能力较弱。考虑到青海电网输配电价未能彻底解决藏区电力普遍服务成本问题，建议从国家层面出台扶持政策，研究建立藏区电力普遍服务补偿机制。
一是严格界定藏区电网范围，可考虑将支撑青海藏区发展的骨干电网项目纳入藏区电网范围。二是在符合国有资产管理和财经制度的前提下，允许国家电网公司内部调剂划转资金，依靠经济发达地区缓解藏区电网运维压力。三是对藏区电力普遍服务成本进行单独核算，对成本补偿的原则和方法加以研究，审定中长期藏区电网成本补偿标准，加强对藏区电网投资情况、成本情况进行监管。四是通过设立征收全国性的补贴基金，或将现有的国家重大水利工程建设基金部分划转调整为电力普遍服务补偿基金，或将西部省区征收的国家重大水利工程建设基金就地返还所在省区，对藏区电力建设和电网经营进行补偿。经国网青海省电力公司测算，青海藏区“十三五”期间每年需补偿约28亿元，如从国家层面设立藏区电力普遍服务补偿基金，在全国范围随电价征收，则每千瓦时需征收0.63厘（按2016年全国售电量44348亿千瓦时测算）。
国家能源局西北监管局
2017年11月7日
原标题:国家能源局西北监管局关于对青海省藏区电力普遍服务有关情况的调研报告
