（一）坚持推进厂网分开。

坚决贯彻落实国家电力体制改革系列文件精神，坚决破除一切不合时宜的体制机制弊端，坚持推进“厂网分开”，不断推进企业治理体系和治理能力现代化，为电力体制改革工作创造有利条件。

结合自治区电力发展的实际情况，国网西藏电力有限公司继续保留现有直孔水电站等装机容量 62 万千瓦电源资产作为系统的调峰调频电站，今后国网西藏电力有限公司除抽水蓄能电站外不再参与电源建设，逐步实现厂网分开。

（二）完善农电管理体制。

把构建平安西藏，确保边疆稳固、长治久安、人民安居乐业，增进民生福祉作为农电体制改革的根本遵循，保证全区人民在共建共享发展中有更多获得感，不断延伸主电网供电范围。

根据发展水平和历史情况，稳步推进农电管理体制改革，由国网西藏电力有限公司“农电代管”向“农电直管”或由地方入股成立现代化的股份制企业转变。

在主电网未覆盖的边远乡村建设以可再生能源为主要电源的微电网和配电网，保障安全可靠运行的电力供应。

（三）完善电网投融资体制，加快实现统一电网。

争取提高中央资金拨付比例，加快藏中电网与昌都电网、阿里电网联网工程建设，加快形成以 500 千伏电网为主网架、配电网协调发展、覆盖全部 74个县(区)的西藏统一电网。具备条件的地区，试点推行增量配电网业务，探索社会资本投资配电业务的有效途径。

（四）理顺和完善电价形成机制。

既要发挥电力在经济社会发展中基础公益性产业作用，又要回归商品属性，按照市场规律科学理顺电价形成机制。

一是科学核定上网电价。依据工程竣工决算合理确定各类电站工程造价标准，按照“保本微利”原则确定发电上网基准价格。

二是核定输配电价。依据电网输配电资产和运维成本，按照“准许成本加合理收益”原则，核定各电压等级输配电价。

三是合理核定销售电价。结合自治区电力发展的实际情况合理制定各类型销售电价，逐步制定实施“丰枯电价”、“居民阶梯电价”、“峰谷电价”等。

（五）逐步建立区内电力直接交易机制。

组建相对独立的电力交易机构，完善电力市场监管体系。开展售电侧改革试点，积极培育售电业务主体。按电压等级分期分批放开用户与发电企业开展直接交易。参与电力市场交易的区内发电企业上网电价，由用户与发电企业通过协商、市场竞价等方式，在政府规定的基准价格上下浮动范围内自主确定。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）、政府性基金及附加三部分组成。

（六）建立跨省区电力交易机制。

加强与区外省份的沟通协作，化解冬春季节电力紧张局面。国网西藏电力有限公司负责与区外协商签订季节性的电力外购长期协议，明确价格水平和负荷峰平谷特性。

鼓励发电企业在电力富余季节主动开拓外部市场，基于国家确定的跨省区输电价格，按照售电地区市场规则，参与各类交易。

（七）建立电力发展的反哺机制。

为更好地构建国家安全屏障和生态安全屏障，建立电力基础公益性的反哺机制。争取国家设立财政专项资金，建立西藏电力普遍服务补偿机制，弥补电力企业承担最基本公益性服务而导致的亏损。

（八）积极推动清洁能源电气化。

为保护国家生态安全屏障，贯彻落实国家“退耕还林、退牧还草”政策和《大气污染防治行动计划》的各项要求，逐步推动自治区薪柴等传统用能方式向清洁能源电气化方式转变。积极推动自治区清洁能源电能替代相关工作，力争在全国率先实现电气化。

（九）加强政府管理和有效监管。

厘清政府监管和电网等企业的工作职责，加强政府管理部门与行业监管部门的分工与合作，进一步加强政府部门的战略规划和运行管理，加强对调度机构、市场交易机构的有效监管。

四、保障措施

（一）加强组织领导。

自治区发展改革委（能源局）牵头建立深化电力体制改革领导小组，在自治区党委全面深化改革领导小组及其经济体制和生态文明体制改革专项小组统一领导下，统筹推进全区电力体制改革工作，制定深化电力体制改革相关政策文件和重大改革举措，及时协调解决改革过程中的重大问题。各地市、各部门要围绕重点工作任务制定工作方案，确保各项改革任务落到实处。

（二）强化重大问题专题研究。

在推进电力体制改革的过程中，加强价格、市场化交易、农电体制改革、投融资和产权变更等重大事项和问题的专题研究工作。

（三）强化统筹协调。

电力体制改革要与国有企业等相关重点领域改革有机结合。自治区发展改革委（能源局）牵头提出工作清单，组织相关部门做好前期统筹协调和研究工作，形成具体方案后抓好推进落实工作。

（四）加强宣传引导。

切实加强电力体制改革的宣传报道，做好相关政策的解读工作，形成浓厚氛围。及时发布改革信息和政策文件，解答改革难题，回应社会关切，最大程度凝聚各方共识，形成改革合力，为改革深入推进创造良好舆论环境。