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电力是国民经济的基础，安全、稳定、充足的电力供应，是国民经济快速、健康、协调，可持续发展的重要条件。我省的电力供应经历了富裕和紧缺交替并存的跨越式发展。 20世纪80年代末、90年代初的电力相对富裕，到90年代后四年电力能源全面紧张，进入21世纪后，电力逐步富裕，到2007年又开始出现季节性和时段性缺电。这种电力供求形势的逆转，再次提醒我们，保证充足电力供应是我省经济发展的面临的主要问题。近期，根据深入开展科学发展观学习实践活动关于调研工作的安排，我和财经委的同志就全省电力供应情况进行了一次调研。
一、青海电网供需现状
青海电网是西北电网的重要组成部分，是我省的主力电网，网架电压等级为750/330/110千伏。目前，我省330千伏已基本形成单环网网架，现有35千伏以上变电站190座，变电容量1404万千伏安，输电线路
目前，青海电网已覆盖我省一市、一地、五个自治州，即西宁市、海东地区和黄南、海北、海南三个州以及果洛州三个县、海西州东部五个县和一个行政委员会，电力覆盖面积约占全省的60%，用电量占个省的98%。
截止2007年，青海电网装机容量为773.81万千瓦，其中水电583.43万千瓦，占总装机容量的78%，火电190.37万千瓦，占总装机容量的22%。
2007年，青海电网用电量为285亿千瓦时，其中第一产业用电量为0.2738亿千瓦时,第二产业用电量为265.09亿千瓦时,第三产业用电量为8.94亿千瓦时,城乡居民生活用电量10.68亿千瓦时。年度最大供电负荷376万千瓦,年发电量302.32亿千瓦时。发用电平衡情况呈现电量总体富余,季节性和时段性缺电,2007年二、三季度电量富余季节向省外送出24亿千瓦时.一、四季度缺电时，从省外购电13.28亿千瓦时.
目前,我省火电装机容量只有190万千瓦,仅占全省发电装机容量的20%。由于我省的主要水利发电机组都在黄河干流上,受黄河中下游地区夏季灌溉和冬季防凌的影响,导致我省在黄河中下游用水季节水电大发,电力呈现富余;防凌季节,龙羊峡水库出库流量受到控泄,水电发电量大幅减少,季节性、时段性缺电的矛盾日益显现。另据电力部门的测算，我省今后几年的电力总体形势是季节性、时段性缺电，逐步走向全年缺电，且缺口从小逐步增大。
二、存在的问题
1、电源建设相对滞后。从2006年开始，我省用电负荷以16%以上的速度增长，但发电装机近三年增速在10%以下。从全国来看，截止2007年度，全国发电装机容量已超过7亿千瓦，其中火电装机容量为5.54亿千瓦，占77.9%，水电装机容量为1.45亿千瓦，占20.4%，。我省装机容量约占全国1%，2006年和2007年全国年度装机容量分别增加1亿千瓦以上，而我省仅增加124.84千瓦，特别是2008年我省几乎无新装机投产，增幅远远低于全国平均水平。
2、水电资源开发难度加大。我省水电资源丰富，理论蕴藏量2337.5万千瓦，其中黄河流域为2073万千瓦，占总蕴藏量的89%。龙羊峡以下河段可修建大中型电站共12座，现已建成龙羊峡等7座大中型水电站正常发电，除在建的拉西瓦、积石峡、黄丰装机容量544.5万千瓦外，可开发的只有山坪、大河家，装机容量仅为28万千瓦。龙羊峡以上河段规划有大中型电站14座，装机容量为802.55万千瓦。年发电量为345.02亿千瓦时，但目前除羊曲、班多、尔多、玛尔档、宁木特等六座规划电站才开展前期工作外（班多电站已开工，但国家尚未核准），其余电站尚处于规划阶段，且地处三江源保护区，海拔高、建设条件恶劣，开发难度极大，在短期内很难对青海电网起到支撑作用。
3、我省水火电比例失衡矛盾愈显突出，火电调节作用严重不足。目前，我省火电装机仅占全省发电装机总量的22%，全年发电量约占全省发电量的30%。由于电煤供应和上网电价的影响，我省除实行铝电联营的桥头铝电联营公司外，其他火电企业生产经营困难，全面亏损，这使各发电集团和我省企业投资火电项目的积极性不高。近十年来，我省火电装机容量只增加了87万千瓦，尚在建设的也只有27万千瓦，建成后，全年火电发电量仅为110亿千瓦时，很难支撑电网的安全运行和发挥调节电量余缺的作用。若遇黄河来水持续偏枯或发生严重冰冻灾害天气，我省将出现严重的缺电局面，拉闸限电不可避免。
4、电量缺口逐年增加，外购电难度加大。从西北电网看，陕甘宁三省区装机容量均有大幅度增长，整体电量富余。但由于国际石油价格大幅度上涨，宁夏等省区进一步加大煤炭液化等煤化工开发力度，致使煤炭供不应求，电煤供应更加紧张，火电发电量富余有限，目前虽可从西北电网内调剂余缺，但协调难度大，外购电价较高。随着我省电量缺口的增大，特别是今后陕甘宁在夏季用电高峰期或西北电网整体出现电量缺口，根本无法保证我省电量缺口全部购入。从今年购电水平看，预计外购电约23亿千瓦时，外购电差价超过6000万元。随着今后煤炭价格的不断上涨和运行成本的增加，将导致外购电价再度提高，从2011年到2014年电量缺口分析，以我省实际出发，承担巨额价差费用将有很大难度。
三、对策建议
1、加快电源建设步伐，合理布局，有序安排火电电源项目。遵循大力开发水电、优化发展煤电，因地制宜发展新能源发电的原则，加快黄河龙羊峡以上河段的水电开发。尽早开发建设宁木特等新的水电项目，实现龙羊峡上游水量调蓄的重要功能，逐步缓解龙羊峡水库因冬季防凌减少出库流量，导致我省季节性缺电问题。同时，加快在建拉西瓦水电站5、6#机组、积石峡水电站2、3#机组、班多、羊曲、山坪水电站和宁北火电厂的建设步伐，使其尽快建成发电。加大通天河，大通河、黑河等河流水电开发力度，发展中小型水电站。充分利用华电集团、中电投黄河公司和省投资集团在资金、技术、管理等方面的优势，加快我省火电电源建设步伐。特别是立足本省煤炭资源，降低电煤运输成本，优先建设鱼卡电站，发挥电网优势，变输煤为输电。鼓励省投资集团等在鱼卡投资建设电源项目，在鱼卡形成煤电产业链，推进柴达木循环经济试验区的项目建设，积极培育清洁型生产，增加该地区的电源点来支撑海西电网，进一步优化海西地区电网结构，同时给柴达木循环经济建设项目提供坚强的电网。
2、合理配置煤炭资源，实现资源就地转化。在煤炭资源利用上，首先要保证资源本省消化，严格限制各类煤炭出省；其次，必须对现有煤炭资源进一步优化配置，充分利用我省优质焦煤资源，重点发展煤焦化及煤化工产业。针对目前各省电煤供应紧张，电煤采购困难的实际，火电电源建设项目用煤，应当立足于我省的煤炭资源开发，以保证电煤基本需求。由于我省煤炭资源相对匮乏，整体电煤资源配置困难，在加快火电电源建设项目的同时，要加大煤炭资源的开发力度，优先将动力煤配置为电煤，且重点保证现有火电厂和华电集团、中电投黄河公司、省投资集团拟建火电项目的电煤需求，确保火电机组满发稳供。在煤炭资源开发过程中，可采取火电企业参股等形式，鼓励煤电联营，加快煤炭资源开发，以保障电煤供应。建设省政府有关部门加强协作，共同研究，尽快制定限制我省煤炭出省的具体政策措施，不论由谁投资开发省内煤炭资源，煤炭利用应全部就地转化，实现煤焦油深度加工。限制焦煤外运，严禁电煤出省，优先确保我省发电和其他行业对煤炭的需求。同时，省有关部门要加大煤炭勘探力度，积极寻找新的煤炭。
3、加强电网建设，充分发挥区域电网优势。加快750千伏电网建设，利用我省水电资源的特殊性，加强和西北电网的联系，发挥区域电网优势，加快和青藏直流联网以及新疆电网联网前期规划工作。进一步完善区域电力市场机制，发挥西北区域水火互济、跨流域调节的优势，实现地区自然资源的优化配置。
4、发展绿色新型能源。我省地处高海拔地区，太阳能资源丰富，仅次于西藏，属全国第二高值区，年日照平均时数为2314-3550小时，太阳辐射强，太阳能总辐射量的平均值为73万焦耳/平方厘米，发展太阳能发电具有天然优势；同时，风能资源较丰富，部分区域属于风能可利用区，年平均风功率密度在50-100瓦/平方米，全年风能可利用时间3500-5000小时。因此，解决电力紧缺问题，还要在大力开发水电、优化发展煤电的同时，利用我省丰富的太阳能和风能资源，因地制宜发展风能和太阳能新能源发电。
5、推进产业优化升级，大力发展循环经济。在大力发展四大支柱产业、壮大和提升特色优势产业、鼓励发展能源消耗低、科技含量高、附加值高、污染排放少、经济效益好的产业，全面推进循环经济发展的同时，对高耗能行业采取鼓励类的加快推进，限制类的调整改造，淘汰类的逐步关闭政策，将州地市对高载能项目审批权上收，统一由省政府相关部门通过合理用能估计审查来控制新上载能产业，同时停止核准新的电解铝项目，清理拟建铁合金项目，停止建设铁合金新增产能。未经核准项目，省电力公司不得供电。一方面推进高载能产业集群化、规模化，延伸产业链，另一方面加快淘汰落后产能，使产业发展速度和规模与今后几年电力供需形势相适应，避免电力供应更加紧张。(省人大常委会副主任 桑杰）