发改委网站最新消息，同意宁夏回族自治区开展电力体制改革综合试点。方案决定，第一阶段（2016 年—2017 年），初步构建电力行业市场化体系，完成输配电价核定；完成电力市场方案设计；完成相对独立交易机构的组建和交易平台的建设与运行，明确市场准入标准和交易规则，启动电力市场模拟运行和试运行；完善电力直接交易机制，实现供应侧保障优先发电前提下全部放开；开展售电业务试点；探索外送电的规模化市场交易。经过3年或更长时间全面建成电力市场化体系。
方案提出，实施园区型售电主体直接交易。在高新产业园区、经济技术开发区、循环经济园区等各类园区中，选择有参与意愿并符合准入条件的，组建独立的售电公司，2016 年底前开展园区型售电主体直接交易。
国家发展改革委 国家能源局关于同意
宁夏回族自治区开展电力体制改革综合试点的复函
发改经体[2016]2046号
宁夏回族自治区人民政府：
报来《宁夏回族自治区人民政府关于报送宁夏电力体制综合改革试点实施方案的函》（宁政函〔2016〕102号）收悉。经研究，现函复如下：
一、同意宁夏回族自治区开展电力体制改革综合试点。经征求有关部门意见汇总修改形成的《宁夏自治区电力体制改革综合试点方案》附后，请据此制定完善输配电价改革、电力交易机构组建、电力市场建设、发用电计划放开、售电侧改革等专项试点方案，报国家发展改革委、国家能源局备案。
二、加强组织领导，加快改革实施。请自治区加强对试点工作的组织领导，自治区人民政府负总责，各部门、国家能源局西北监管局分工协作、各司其职，加强与电网企业、发电企业、用电企业等各方面的协调沟通，充分调动各方面积极性，搞好工作衔接，形成工作合力。按照《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）和电力体制改革配套文件精神，在综合试点和专项试点方案基础上，结合实际完善配套措施、突出工作重点，加快组建相对独立的电力交易机构，统筹推进输配电价、电力市场建设、电力交易机制、发用电计划、配售电侧等改革任务落实，确保改革取得实质性突破。
三、把握改革方向，规范推进试点。电力体制改革社会关注度高、影响面广、情况复杂，要坚持正确的改革方向，确保在中发9号文件和配套文件框架内推进试点，防止试点工作方向走偏。试点工作要始终坚持以下原则：一是坚持市场定价的原则，不得采取行政命令等违背改革方向的办法，人为降低电价；二是坚持平等竞争的原则，向符合条件的市场主体平等开放售电业务和增量配电业务，不得以行政指定方式确定售电主体和投资主体；三是坚持节能减排的原则，对按规定应实行差别电价和惩罚性电价的企业，不得借机变相对其提供优惠电价和电费补贴。
四、稳妥推进改革，确保电力安全。试点过程中，要建立问题发现和纠错机制，灵活应对试点工作中出现的新情况新问题，切实防范试点过程中可能出现的风险，保证电网安全，保障民生用电，重大问题及时报告经济体制改革工作部际联席会议（电力专题）。电力市场运行前要进行模拟运行，加强对市场运行情况的跟踪了解和分析，及时修订完善有关规则、技术规范。国家能源局西北监管局和地方政府电力管理部门根据职能依法履行电力监管职责，对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管，对电力交易机构和电力调度机构执行市场规则的情况实施监管。国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门加强对试点的指导协调、督促检查、评估验收，共同做好试点工作。
宁夏自治区电力体制改革综合试点方案
为全面贯彻落实《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）及相关配套文件精神，深入推进电力市场化改革，促进宁夏电力工业和经济社会又好又快发展，制定本方案。
一、深入推进电力体制改革的重要性和紧迫性
自 2002 年电力体制改革实施以来，宁夏电力行业破除了独家办电的体制约束，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局，促进了宁夏电力行业的快速发展。截至 2015 年底，宁夏电力装机容量达 3157 万千瓦，总发电量达 1166 亿千瓦时，人均电力装机、发电量均居全国第 1 位；风电、光伏发电占电力装机比重达35.8%，占全网发电量比重达 10.7%，电力结构进一步优化；建成全国首个 750 千伏双回环网结构，电力普遍服务水平进一步提高，解决了无电人口用电问题，基本实现城乡用电同网同价；建成世界首条±660 千伏直流输电工程宁东至山东外送电项目，已累计向山东送电超过 1400 亿千瓦时，第二条外送通道宁东至浙江±800 千伏直流输电项目正在建设中，建成后全区电力外送能力将达到 1200 万千瓦。
近年来，宁夏相继开展了竞价上网、大用户与发电企业直接交易、发电权交易、跨省区电能交易等方面的试点和探索，电力市场化交易取得重要进展，积累了宝贵经验。自 2014 年起全面推进电力直接交易，2014 年至 2015 年共组织 7 次电力直接交易，2014 年、2015 年交易电量分别为 100 亿千瓦时和 168 亿千瓦时，占全区全社会用电量比重分别达 12.2%和 19.1%。2015 年 4 月国家发展改革委将宁夏列为输配电价改革试点省区，并于 2015 年9 月批复了输配电价改革试点方案，宁夏电网首个监管周期（2016 年—2018 年）输配电价获国家发展改革委批复，并于2016年 4 月 1 日起执行。2016 年 2 月 29 日，全国首次跨区电力直接交易银东直流跨区直接交易工作在北京电力交易中心完成，为全国电力改革探索经验。
同时，宁夏电力行业发展面临着一些亟待通过改革解决的问题。一是电价关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成。现行上网电价管理执行国家定价，电价调整滞后于成本变化，难以及时、合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。二是市场化交易机制尚待完善，市场配置资源效率不高。宁夏积极开展了电力直接交易，交易规模逐年扩大，市场主体逐步形成，但相关配套机制以及交易规则等尚不够完善。尤其是促进新能源消纳的调峰、调频、调压、辅助服务补偿机制尚未建立，弃风、弃光问题日益严重，新能源资源未得到有效开发利用。三是售电投资主体单一，售电侧竞争机制未建立。电网企业统购统销电力的模式尚未打破，尚未形成售电市场，缺乏社会资本进入售电市场及投资的有效途径。四是“西电东送”面临供需矛盾和市场化挑战，定价机制需要进一步完善。由于供需形势发生变化，“西电东送”已全面形成买方市场格局，国家“西电东送”战略难以落实，送受电省区间量价矛盾突出，利益平衡难度加大。
深化电力体制改革是供给侧结构性改革的重要内容，是能源领域市场化改革的重大突破，对于宁夏促进资源优势向经济优势转化，进一步优化能源结构，加快推进产业结构调整和转型升级，推动民族地区经济社会发展，实现与全国同步进入全面小康社会意义重大。当前，自治区党委、人民政府高度重视电力体制改革工作，各级人民政府、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，全区上下已形成广泛共识，为推进改革营造了宽松的环境。
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