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。
（二）促进我省电力产业加快转型升级。通过改革，建立健全电力行业市场化体制机制，有序放开竞争性业务、实现供应多元化，调整电力结构，提升电力工业技术水平，控制能源消费总量，提高能源利用效率，提高安全可靠性，促进节能环保，是适应并服务于“三区”建设的对电力产业发展的新要求。
（三）促进我省电力工业提高市场竞争力。当前，可再生能源外送矛盾突出，国家清洁能源转型战略实施面临困难。通过改革，建立完善公平规范的电力交易市场机制，形成跨省跨区电力交易机制，融入全国电力市场，可提升我省电力行业竞争力，解决青海可再生能源外送矛盾，促进青海特高压直流绿色走廊建设，深入推进绿色能源革命。
（四）促进我省电力行业市场化体制机制建立。一是在输配电价方面，建立独立的输配电价机制，改革和规范电网企业运营模式，为推进电力上网侧和销售侧价格市场化奠定基础。二是在发电侧方面，促进发电企业降低成本，有利于发电企业管理水平的整体提升。三是在售电侧方面，探索社会资本进入新增配售电领域的有效途径，增强配电网建设的投资能力。四是在电力市场方面，增强电力用户在市场中的议价能力。
（五）促进我省少数民族地区经济社会发展。我省区域内95%以上属藏区、牧区和高海拔地区，电网投资巨大。作为民族贫困地区的供电主体连续多年亏损，发展难以为继。通过电力体制改革，建立藏区普遍服务机制，将增强自我发展能力，确保民族地区的电力供应，助推当地产业发展，让少数民族群众在全面建成小康社会过程中一个都不掉队，一个都不少。
深化电力体制改革事关我省能源安全和经济社会发展全局。青海省委省政府高度重视电力体制改革工作，各级政府、各类企业和用户及其他社会主体等，对改革目的和意义有了进一步认识，推进改革的诉求和呼声较高，这些都具备了深化电力体制改革的良好环境和基础。
三、总体思路和基本原则
（一）总体思路。
贯彻落实党的十八大、十八届三中、四中和五中全会精神，按照中央进一步深化电力体制改革的总体部署，坚持社会主义市场经济改革方向，坚持创新、协调、绿色、开放、共享发展理念，立足青海实际，围绕“三放开、一独立、三强化”重点任务，推进电价改革，理顺电价形成机制；推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制；推进发用电计划改革，更多发挥市场机制作用；稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务；开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制；加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平。
（二）基本原则。
1．坚持市场配置，政府调控。发挥市场配置资源的决定性作用，促进有效竞争。加强政府宏观调控，有效发挥政府规划、调节、监管和保障民生的作用，坚持电力基础设施特性和保证电力基本公共服务。
2．坚持安全可靠，提高效率。遵循电力的技术经济规律，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，不断提高电力系统运行效率。
3．坚持试点先行，有序推进。按照整体设计、重点突破、分步实施、有序推进、试点先行的要求，调动各方面的积极性，确保改革规范有序、稳妥推进。
4．坚持优化存量，放开增量。区别对待存量和增量，采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式，建立跨省跨区电力市场交易新机制。逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。新增工业用户和新核准的发电机组原则上进入市场交易。
5．坚持鼓励竞争，保障民生。在鼓励发电侧、售电侧、用户充分竞争的同时，结合我省经济发展总体水平和阶段性特征以及地区、城乡发展差异，充分考虑企业和社会的承受能力，不搞“一刀切”，有效保障电力公共服务。
6．坚持清洁优先，节能减排。在确保供电安全的前提下，优先保障水电和规划内的风能、太阳能等清洁能源和超低排放燃煤机组发电上网。开展电力需求侧管理和能效管理，完善有序用电和节约用电制度。
