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电力体制改革实施一年多来，西北五省(区)政府及相关部门、电力企业、电力用户和社会各方面高度关注，积极推进并参与电力体制改革，取得了明显进展。五省(区)政府有关部门积极研究制定电力体制综合改革试点方案，陕西、宁夏方案已报省(区)人民政府，新疆、青海、宁夏、甘肃、陕西电力交易中心相继挂牌成立，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，多家售电公司纷纷注册成立，目前西北区域已注册59家，其中陕西16家、甘肃7家、青海4家、宁夏15家、新疆17家;电力直接交易工作不断深入，预计今年西北区域交易电量可达780亿千瓦时，约占区域用电量的13%，市场优化配置资源效应正在逐步显现。
应该说，电力体制改革的号角早已吹响，政策措施正在进一步明确完善，许多地方开展了多种类型的电力体制改革试点并取得了积极成效，全社会对加快推进电力体制改革意识和期望日趋强烈，这些都是改革的有利因素。但我们也要清醒的看到，西北各省(区)政府在稳增长、调结构、保民生方面压力逐步加大;西北电力装机富裕，用电需求增长放缓，电力企业生产经营面临着更大的困难;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，这些都对电改政策的落地和推进电力市场建设增加了难度，也提出了新的更高的要求。因此，我们认为在西北推进电力体制改革和电力市场建设是机遇与挑战并存，希望与困难同在。
西北电力系统的基本特点
西北电网供电面积310万平方千米，覆盖全国近三分之一的国土，是我国供电面积最大的区域电网，主网电压等级近年从330千伏升级到750千伏，是我国运行电压等级最高的区域电网。截至2016年5月底，西北五省(区)统调装机容量合计1.93亿千瓦，其中水电2871万千瓦，占总装机容量的14.87%;火电1.04亿千瓦，占总装机容量的54.17%;风电3688万千瓦，占总装机容量的19.10%;光伏发电2147万千瓦，占总装机容量的11.12%，其它145万千瓦，占总装机容量的0.75%。
西北电网的主要特点是：
省间联系密切，区域统一运行。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。
各省特性不同，全网互补性强。装机分布西水东火特点明显，新能源主要集中在河西走廊、青海海西等地。用电特性方面，陕西、新疆峰谷差大，宁夏、青海等高载能用电占比大，用电负荷平坦。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。
装机较为富裕，电力供大于求。目前全网统调装机容量1.93亿千瓦，最大用电负荷仅为7304万千瓦，不到装机容量的38%，在汛期、供热期等时段机组运行方式安排困难较大。火电平均利用小时数总体呈下降态势，2015年全网平均4574小时，同比下降552小时，2016年一季度全网平均1118小时，同比下降116小时。
新能源发展快，弃风弃光严重。十二五”以来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30.22%，甘肃、宁夏新能源装机容量已经超过了本省最大用电负荷，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)弃风弃光问题较为突出。
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%，社会用能的重工业化特征十分突出，用电主要集中在电解铝、铁合金、电石、碳化硅、水泥五大行业。
能源蕴藏丰富，外送特点突出。“十二五”重点开发的十四个煤炭基地中，西北有四个(陕北、黄陇、宁东、准东)，八大石油基地有三个(长庆-延长、塔里木、准格尔)，七大天然气基地有三个(长庆、塔里木、柴达木)，西北同时也是我国风能、太阳能资源富集区域。西北网对网直流外送通道目前共有五条：与华中联网的宝德、天中、罗灵(背靠背)直流，与山东联网的银东直流，与藏中联网的柴拉直流，容量合计1671万千瓦，此外宁东-浙江、酒泉-湖南、准东-皖南、榆横-潍坊外送工程已经开工，在建容量超过3000万千瓦。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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