西北电网供电面积310万平方千米，覆盖全国近1/3的国土，是我国供电面积最大的区域电网，主网电压等级为750千伏，是我国运行电压等级最高的区域电网。新电改实施一年多来，西北五省区取得了明显进展。目前陕西、宁夏电改方案已报各自省区人民政府，各省区电力交易中心也已相继挂牌成立，其中宁夏2016-2018年输配电价已获批复、陕西输配电价监审工作正在开展；同时，今年西北区域电力直接交易电量预计将达780亿千瓦时，约占区域用电量的13%。
但西北深入推进电改也面临多重现实阻力：当前西北地区在稳增长、调结构、保民生方面压力逐步加大；西北电力装机富裕，用电需求放缓，电力企业生产经营面临更大困难；同时西北经济发展相对落后，市场竞争意识不强，抵御市场风险的能力较弱。这些都增加了电改政策的落地和推进电力市场建设的难度。
国家能源局西北监管局日前在西安召开西北电力市场建设工作研讨会，集思广益、凝聚共识，积极推进西北电力市场建设。期间，《中国能源报》记者就西北推进电改与电力市场建设思路、任务、步骤等问题，专访了西北能源监管局局长、党组书记黄少中。
西北区域电力系统特点鲜明
中国能源报：中发9号文及其配套文件的下发，拉开了我国新一轮电力体制改革的大幕。目前多地也结合政策要求和自身实际，开展了多种类型的电改试点和电力市场建设方面的探索。西北地区也在这方面开展了一系列工作。那么西北地区的电改有哪些地域特点？
黄少中：西北电力系统的特点比较鲜明。从电网结构和运行方面看，区域内省间联系密切。西北电网长期以来统一调度、统一运行，省际联络线输送能力较强，各省对黄河综合利用等区域协调运行模式适应性较好，协同运行的意识较强。
同时，各省特性不同，全网互补性强。例如，区域内装机分布“西水东火”特点明显，而新能源则主要集中在河西走廊、青海海西等地。在用电特性方面，陕西、新疆峰谷差大，而宁夏、青海等高载能用电占比大，用电负荷则较为平坦；青海冬季黄河防凌、夏季水电大发，存在季节性调节需求，“十二五”期间省际年均交换电量达452亿千瓦时，区域电网错时错峰、互补互济的效果十分突出，优化资源作用明显。
中国能源报：但西北地区出现的供需不平衡等新问题，备受关注。
黄少中：是的。这也是区域的重要特点。
目前区域发电装机较为富裕，电力明显供大于求。到今年5月底，区域内全网统调装机容量已达1.93亿千瓦，其中水电2871万千瓦、火电10460万千瓦、风电3688万千瓦、光伏发电2147万千瓦。但最大用电负荷仅为7300万千瓦，不到装机容量的38%。具体到新能源方面，“十二五”以来，区域内新能源装机容量迅速增长，目前比例已经超过水电，占全网装机的30%。其中，甘肃、宁夏新能源装机容量已超过本省最大用电负荷。受网架结构、调峰容量和电量消纳空间等因素制约，甘肃、新疆、宁夏等省区弃风弃光严重，问题较为突出。
区域另一大特点是，用电结构单一，工业占比较高。2015年，全区域第二产业用电量占比80.25%，比例最高的青海、宁夏分别达到92.05%、91.46%，比例最低的陕西也达到65.21%。
另外，从全国能源资源格局上看，西北地区能源蕴藏丰富，“十二五”重点开发的十四个煤炭基地中，西北有四个，八大石油基地中有三个，七大天然气基地有三个，同时西北也是我国风能、太阳能资源富集区域。目前，西北电网已成为我国“西电东送”战略的重要送出基地，外送型特征十分明显。
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