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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， 供电能力与质量显着提升。 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。
