中國儲能網訊:發(fā)改委網站最新消息，同意寧夏回族自治區(qū)開展電力體制改革綜合試點。方案決定，第一階段（2016 年—2017 年），初步構建電力行業(yè)市場化體系，完成輸配電價核定；完成電力市場方案設計；完成相對獨立交易機構的組建和交易平臺的建設與運行，明確市場準入標準和交易規(guī)則，啟動電力市場模擬運行和試運行；完善電力直接交易機制，實現(xiàn)供應側保障優(yōu)先發(fā)電前提下全部放開；開展售電業(yè)務試點；探索外送電的規(guī)?；袌鼋灰?。經過3年或更長時間全面建成電力市場化體系。
方案提出，實施園區(qū)型售電主體直接交易。在高新產業(yè)園區(qū)、經濟技術開發(fā)區(qū)、循環(huán)經濟園區(qū)等各類園區(qū)中，選擇有參與意愿并符合準入條件的，組建獨立的售電公司，2016 年底前開展園區(qū)型售電主體直接交易。
國家發(fā)展改革委 國家能源局關于同意寧夏回族自治區(qū)開展電力體制改革綜合試點的復函
發(fā)改經體[2016]2046號
寧夏回族自治區(qū)人民政府：
報來《寧夏回族自治區(qū)人民政府關于報送寧夏電力體制綜合改革試點實施方案的函》（寧政函〔2016〕102號）收悉。經研究，現(xiàn)函復如下：
一、同意寧夏回族自治區(qū)開展電力體制改革綜合試點。經征求有關部門意見匯總修改形成的《寧夏自治區(qū)電力體制改革綜合試點方案》附后，請據此制定完善輸配電價改革、電力交易機構組建、電力市場建設、發(fā)用電計劃放開、售電側改革等專項試點方案，報國家發(fā)展改革委、國家能源局備案。
二、加強組織領導，加快改革實施。請自治區(qū)加強對試點工作的組織領導，自治區(qū)人民政府負總責，各部門、國家能源局西北監(jiān)管局分工協(xié)作、各司其職，加強與電網企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、用電企業(yè)等各方面的協(xié)調溝通，充分調動各方面積極性，搞好工作銜接，形成工作合力。按照《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號，以下簡稱中發(fā)9號文件）和電力體制改革配套文件精神，在綜合試點和專項試點方案基礎上，結合實際完善配套措施、突出工作重點，加快組建相對獨立的電力交易機構，統(tǒng)籌推進輸配電價、電力市場建設、電力交易機制、發(fā)用電計劃、配售電側等改革任務落實，確保改革取得實質性突破。
三、把握改革方向，規(guī)范推進試點。電力體制改革社會關注度高、影響面廣、情況復雜，要堅持正確的改革方向，確保在中發(fā)9號文件和配套文件框架內推進試點，防止試點工作方向走偏。試點工作要始終堅持以下原則：一是堅持市場定價的原則，不得采取行政命令等違背改革方向的辦法，人為降低電價；二是堅持平等競爭的原則，向符合條件的市場主體平等開放售電業(yè)務和增量配電業(yè)務，不得以行政指定方式確定售電主體和投資主體；三是堅持節(jié)能減排的原則，對按規(guī)定應實行差別電價和懲罰性電價的企業(yè)，不得借機變相對其提供優(yōu)惠電價和電費補貼。
四、穩(wěn)妥推進改革，確保電力安全。試點過程中，要建立問題發(fā)現(xiàn)和糾錯機制，靈活應對試點工作中出現(xiàn)的新情況新問題，切實防范試點過程中可能出現(xiàn)的風險，保證電網安全，保障民生用電，重大問題及時報告經濟體制改革工作部際聯(lián)席會議（電力專題）。電力市場運行前要進行模擬運行，加強對市場運行情況的跟蹤了解和分析，及時修訂完善有關規(guī)則、技術規(guī)范。國家能源局西北監(jiān)管局和地方政府電力管理部門根據職能依法履行電力監(jiān)管職責，對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實施監(jiān)管，對電力交易機構和電力調度機構執(zhí)行市場規(guī)則的情況實施監(jiān)管。國家發(fā)展改革委、國家能源局將會同有關部門加強對試點的指導協(xié)調、督促檢查、評估驗收，共同做好試點工作。
寧夏自治區(qū)電力體制改革綜合試點方案
為全面貫徹落實《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9 號）及相關配套文件精神，深入推進電力市場化改革，促進寧夏電力工業(yè)和經濟社會又好又快發(fā)展，制定本方案。
一、深入推進電力體制改革的重要性和緊迫性
自 2002 年電力體制改革實施以來，寧夏電力行業(yè)破除了獨家辦電的體制約束，從根本上改變了指令性計劃體制和政企不分、廠網不分等問題，初步形成了電力市場主體多元化競爭格局，促進了寧夏電力行業(yè)的快速發(fā)展。截至 2015 年底，寧夏電力裝機容量達 3157 萬千瓦，總發(fā)電量達 1166 億千瓦時，人均電力裝機、發(fā)電量均居全國第 1 位；風電、光伏發(fā)電占電力裝機比重達35.8%，占全網發(fā)電量比重達 10.7%，電力結構進一步優(yōu)化；建成全國首個 750 千伏雙回環(huán)網結構，電力普遍服務水平進一步提高，解決了無電人口用電問題，基本實現(xiàn)城鄉(xiāng)用電同網同價；建成世界首條±660 千伏直流輸電工程寧東至山東外送電項目，已累計向山東送電超過 1400 億千瓦時，第二條外送通道寧東至浙江±800 千伏直流輸電項目正在建設中，建成后全區(qū)電力外送能力將達到 1200 萬千瓦。
近年來，寧夏相繼開展了競價上網、大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易、發(fā)電權交易、跨省區(qū)電能交易等方面的試點和探索，電力市場化交易取得重要進展，積累了寶貴經驗。自 2014 年起全面推進電力直接交易，2014 年至 2015 年共組織 7 次電力直接交易，2014 年、2015 年交易電量分別為 100 億千瓦時和 168 億千瓦時，占全區(qū)全社會用電量比重分別達 12.2%和 19.1%。2015 年 4 月國家發(fā)展改革委將寧夏列為輸配電價改革試點省區(qū)，并于 2015 年9 月批復了輸配電價改革試點方案，寧夏電網首個監(jiān)管周期（2016 年—2018 年）輸配電價獲國家發(fā)展改革委批復，并于2016年 4 月 1 日起執(zhí)行。2016 年 2 月 29 日，全國首次跨區(qū)電力直接交易銀東直流跨區(qū)直接交易工作在北京電力交易中心完成，為全國電力改革探索經驗。
同時，寧夏電力行業(yè)發(fā)展面臨著一些亟待通過改革解決的問題。一是電價關系沒有理順，市場化定價機制尚未完全形成。現(xiàn)行上網電價管理執(zhí)行國家定價，電價調整滯后于成本變化，難以及時、合理反映用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度和環(huán)境保護支出。二是市場化交易機制尚待完善，市場配置資源效率不高。寧夏積極開展了電力直接交易，交易規(guī)模逐年擴大，市場主體逐步形成，但相關配套機制以及交易規(guī)則等尚不夠完善。尤其是促進新能源消納的調峰、調頻、調壓、輔助服務補償機制尚未建立，棄風、棄光問題日益嚴重，新能源資源未得到有效開發(fā)利用。三是售電投資主體單一，售電側競爭機制未建立。電網企業(yè)統(tǒng)購統(tǒng)銷電力的模式尚未打破，尚未形成售電市場，缺乏社會資本進入售電市場及投資的有效途徑。四是“西電東送”面臨供需矛盾和市場化挑戰(zhàn)，定價機制需要進一步完善。由于供需形勢發(fā)生變化，“西電東送”已全面形成買方市場格局，國家“西電東送”戰(zhàn)略難以落實，送受電省區(qū)間量價矛盾突出，利益平衡難度加大。
深化電力體制改革是供給側結構性改革的重要內容，是能源領域市場化改革的重大突破，對于寧夏促進資源優(yōu)勢向經濟優(yōu)勢轉化，進一步優(yōu)化能源結構，加快推進產業(yè)結構調整和轉型升級，推動民族地區(qū)經濟社會發(fā)展，實現(xiàn)與全國同步進入全面小康社會意義重大。當前，自治區(qū)黨委、人民政府高度重視電力體制改革工作，各級人民政府、各類企業(yè)和用戶及其他社會主體等，對改革目的和意義有了進一步認識，推進改革的訴求和呼聲較高，全區(qū)上下已形成廣泛共識，為推進改革營造了寬松的環(huán)境。
二、總體要求
（一）總體思路。
貫徹落實黨的十八大和十八屆三中、四中、五中全會精神，按照中央進一步深化電力體制改革的總體部署，堅持社會主義市場經濟改革方向，堅持創(chuàng)新、協(xié)調、綠色、開放、共享發(fā)展理念，立足寧夏實際，圍繞“三放開、一獨立、三強化”重點任務，著力推進電價改革、理順電價形成機制，著力推進電力市場建設、完善市場化交易機制，著力培育多元市場主體、促進公平競爭，著力強化科學監(jiān)管、保障電力安全清潔高效可持續(xù)發(fā)展，逐步打破壟斷，有序放開競爭，構建“有法可依、政企分開、主體規(guī)范、交易公平、價格合理、監(jiān)管有效”的市場體制，形成具有競爭活力、較為完善的現(xiàn)代電力市場體系。
（二）基本原則。
——堅持安全穩(wěn)定，保障民生。遵循電力工業(yè)的技術經濟規(guī)律，保障電能的生產、輸送和使用動態(tài)平衡，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行和電力可靠供應，提高電力安全可靠水平。充分考慮企業(yè)和社會承受能力，保障基本公共服務供給，確保居民、農業(yè)、重要公用事業(yè)和公益性服務等用電價格相對平穩(wěn)。
——堅持市場化改革，促進發(fā)展。區(qū)分競爭性和壟斷性環(huán)節(jié)，在發(fā)電側和售電側開展有效競爭，培育獨立的市場主體，著力構建主體多元、競爭有序、開放共享的電力市場格局，形成適應市場要求的電力價格機制，激發(fā)企業(yè)內在活力，使市場在資源配置中起決定性作用。
——堅持因地制宜，試點先行。從寧夏實際出發(fā)，發(fā)揮電力工業(yè)基礎優(yōu)勢，用好煤電和可再生能源兩類資源、區(qū)內區(qū)外兩個市場，有序推進電力體制改革。妥善處理好改革對相關方的影響，按照競爭性市場的建設和發(fā)展規(guī)律，加強頂層設計，穩(wěn)妥推進、試點先行。
——堅持綠色低碳，結構優(yōu)化。從實施能源安全戰(zhàn)略出發(fā)，積極開展電力需求側管理和能效管理，完善有序用電和節(jié)約用電制度，促進經濟結構調整、節(jié)能減排和產業(yè)升級。強化能源領域科技創(chuàng)新，融合“互聯(lián)網+”創(chuàng)新理念，應用新技術、新產品、新工藝，推進智能化升級。同時，提高可再生能源發(fā)電和分布式能源系統(tǒng)發(fā)電在電力供應中的比例，促進能源結構優(yōu)化。
——堅持公平公正，科學監(jiān)管。正確處理好政府、企業(yè)和用戶之間的關系，統(tǒng)籌兼顧局部利益和全局利益，當前利益和長遠利益的關系，構建共贏的格局。更好發(fā)揮政府作用，加強發(fā)展戰(zhàn)略、規(guī)劃、政策、標準等的制定實施，完善監(jiān)管措施和手段，改進監(jiān)管方法，提高對技術、安全、交易、運行等的科學監(jiān)管水平。
（三）改革實施步驟。
第一階段（2016 年—2017 年）：電力行業(yè)市場化體系初步構建。完成輸配電價核定；完成電力市場方案設計；完成相對獨立交易機構的組建和交易平臺的建設與運行，明確市場準入標準和交易規(guī)則，啟動電力市場模擬運行和試運行；完善電力直接交易機制，實現(xiàn)供應側保障優(yōu)先發(fā)電前提下全部放開；開展售電業(yè)務試點；探索外送電的規(guī)?；袌鼋灰住?
第二階段（經過 3 年或更長時間）：電力市場化體系全面建成。電力市場化定價機制基本完善，實現(xiàn)居民、農業(yè)、重要公用事業(yè)和公益性以外的發(fā)售電價由市場形成；形成健全的電力市場監(jiān)管規(guī)則體系；準入用戶全電量參與電力直接交易；逐步構建以中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為補充的市場體系；逐步形成較為完善的輔助服務市場、容量市場，開展電力期貨和衍生品等交易種類；形成發(fā)電側、售電側主體多元、充分競爭的市場格局；跨省跨區(qū)電力市場化交易份額進一步擴大，逐步形成運轉高效、具有全國競爭力的現(xiàn)代電力市場，并逐步融入全國電力市場體系，充分發(fā)揮市場配置資源的決定性作用，使資源優(yōu)勢轉化為經濟優(yōu)勢，促進寧夏產業(yè)結構轉型升級。
三、第一階段重點任務
2016 年—2017 年推進電力體制改革的重點任務如下：
（一）推動輸配電價改革。
1．單獨核定輸配電價。按照《國家發(fā)展改革委關于寧夏電網輸配電價改革試點方案的批復》（發(fā)改價格〔2015〕2012 號）要求，分電壓等級核定輸配電價，并向社會公布，接受社會監(jiān)督。用戶或售電主體按照其接入的電網電壓等級所對應的輸配電價支付費用。
2．發(fā)售電價格市場化。積極穩(wěn)妥推進發(fā)電側和售電側電價市場化，分步實現(xiàn)公益性、調節(jié)性以外的發(fā)售電價格由市場形成。
鼓勵電力用戶或售電主體與發(fā)電企業(yè)通過自愿協(xié)商、市場競價等方式自主確定市場交易價格，并按照其接入電網的電壓等級支付輸配電價。
3．妥善處理電價交叉補貼。堅持保障民生、合理補償、公平負擔的原則，結合電價改革進程配套改革不同種類電價之間的交叉補貼，逐步減少工商業(yè)內部交叉補貼，妥善處理居民、農業(yè)用戶交叉補貼。按照國家電力體制改革意見，過渡期間，由電網企業(yè)申報現(xiàn)有各類用戶電價間交叉補貼數額，經政府價格主管部門審核后通過輸配電價回收。
（二）建立相對獨立的電力交易機構。
1．成立寧夏電力交易中心。研究制定寧夏電力交易中心組建方案。按照自治區(qū)人民政府批準的章程和規(guī)則，組建股份制寧夏電力交易中心，對現(xiàn)有交易中心進行股份制改造，將原來由電網企業(yè)承擔的交易業(yè)務與其他業(yè)務分開，明確工作界面和工作流程，搭建公開透明、功能完善的電力交易平臺。交易中心以電網企業(yè)現(xiàn)有人員為基礎，根據業(yè)務發(fā)展需要，通過公開擇優(yōu)選聘充實專業(yè)人員隊伍。
2．明確交易中心職能。交易中心在國家能源局西北監(jiān)管局和自治區(qū)電力管理部門的監(jiān)管下為市場主體提供規(guī)范、公開、透明的電力交易服務，主要負責交易平臺的建設、運營和管理；負責市場交易組織，提供結算依據和相關服務，匯總電力用戶與發(fā)電企業(yè)自主簽訂的雙邊合同；負責市場主體注冊和相應管理，披露和發(fā)布市場信息等。電力交易中心經政府有關部門批準后，可向市場主體收取合理費用。
3．設立市場管理委員會。在自治區(qū)電力體制改革領導小組的領導下，組建寧夏電力市場管理委員會，由電網企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶等按類別選派代表組成，實行按市場主體類別投票表決等合理議事機制，主要負責研究討論交易機構章程、交易和運營規(guī)則，協(xié)調電力市場相關事項等。國家能源局西北監(jiān)管局和自治區(qū)發(fā)展改革委、經濟和信息化委、物價局等相關部門可派員參加市場管理委員會有關會議。市場管理委員會審議結果經審定后執(zhí)行，國家能源局西北監(jiān)管局和自治區(qū)人民政府有關部門行使否決權。2016 年完成寧夏電力市場管理委員會組建。
（三）建立健全電力市場交易機制。
1．完善區(qū)內電力直接交易機制。建立優(yōu)先購電和優(yōu)先發(fā)電制度，在已開展的電力直接交易基礎上，根據實際需要，在不影響電力系統(tǒng)安全、供需平衡和保障優(yōu)先購電、優(yōu)先發(fā)電的前提下，進一步增加交易種類，擴大交易電量規(guī)模。除優(yōu)先發(fā)電以外的公用機組發(fā)電量全部放開，允許依法取得售電資質的售電主體和符合條件的自備機組按規(guī)則參與市場；電力用戶試點全電量參與市場，實施市場化的電量偏差調整機制；建立新能源與火電調峰輔助服務補償機制；將發(fā)電權交易納入市場交易；建立健全違規(guī)和失信懲罰機制；引導售電公司參與市場。2016 年完成放開發(fā)用電計劃實施方案，試運行供給側保障優(yōu)先發(fā)電前提下全部放開。
2．完善跨省跨區(qū)電力交易市場化機制。制定跨省跨區(qū)電力市場化交易實施方案。按照國家能源戰(zhàn)略和經濟、節(jié)能、環(huán)保、安全的原則，依托銀東直流、靈紹直流等外送通道及西北市場，積極開拓全國電力市場，開展跨省跨區(qū)電力直接交易、新能源發(fā)電權交易試點，擴大市場化交易電量。采取中長期交易為主、臨時交易為補充的交易模式，推進跨省跨區(qū)電力市場化交易，促進電力資源在更大范圍優(yōu)化配置。2017 年完成跨省跨區(qū)電力交易實施方案。
3．適時建立有效競爭的現(xiàn)貨交易機制。在推進中長期交易基礎上，開展電力市場現(xiàn)貨交易機制研究，根據寧夏電源布局、負荷特性、電網結構等因素，適時開展現(xiàn)貨交易試點，啟動日前、日內、實時電能量交易和備用、輔助服務等現(xiàn)貨交易品種。通過市場競爭發(fā)現(xiàn)價格，引導用戶合理用電，促進發(fā)電機組最大限度提供調節(jié)能力。同時，加強對電力期貨和衍生品交易的前期研究，探索建立寧夏電力金融交易平臺，逐步將電力容量市場、電力期貨和衍生品等納入交易體系。
4．積極探索新能源市場化發(fā)展新機制。在保障電網安全穩(wěn)定和民生的前提下，完善并網運行服務，積極推進新能源和可再生能源發(fā)電與其他電源、電網的有效銜接，依照規(guī)劃認真落實可再生能源發(fā)電保障性收購制度，解決好無歧視、無障礙上網問題。
積極發(fā)展分布式電源，主要采用“自發(fā)自用、余量上網、電網調節(jié)”的運營模式，在確保安全的前提下，積極發(fā)展融合先進儲能技術、信息技術的微電網和智能電網技術，提高系統(tǒng)消納能力和能源利用效率。選擇具備條件的區(qū)域或企業(yè)，開展微電網建設試點。規(guī)劃內可再生能源優(yōu)先發(fā)電，優(yōu)先發(fā)電合同可轉讓，鼓勵可再生能源參與市場競爭、跨省跨區(qū)消納。積極推進可再生能源發(fā)電參與直接交易。
5．建立輔助服務分擔共享新機制。適應電網調峰、調頻、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務新要求，完善并網發(fā)電企業(yè)輔助服務考核新機制和補償機制。根據電網可靠性和服務質量，按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制。通過多種方式加大調峰補償力度，通過雙邊協(xié)商或市場化招標等方式確定參與調峰交易雙方。用戶可結合自身負荷特性，自愿選擇與發(fā)電企業(yè)或電網企業(yè)簽訂保供電協(xié)議、可中斷負荷協(xié)議等合同，約定各自的輔助服務權利與義務，承擔必要的輔助服務費用，或按照貢獻獲得相應的經濟補償。2017 年制定寧夏電力市場輔助服務建設框架方案。
6．規(guī)范和加強自備電廠管理。規(guī)范自備電廠準入標準，自備電廠的建設和運行應符合國家能源產業(yè)政策和電力規(guī)劃布局要求，嚴格執(zhí)行國家節(jié)能和環(huán)保排放標準，公平承擔社會責任，履行相應的調峰義務。除以熱定電的熱電聯(lián)產項目外，原則上不再新（擴）建自備電廠項目。禁止公用電廠違規(guī)轉為企業(yè)自備電廠。擁有自備電廠的企業(yè)應按規(guī)定承擔國家依法合規(guī)設立的政府性基金、政策性交叉補貼和系統(tǒng)備用費，探索以市場化方式逐步代替系統(tǒng)備用費的機制。完善和規(guī)范余熱、余壓、余氣等資源綜合利用類自備電廠支持政策。規(guī)范現(xiàn)有自備電廠成為合格市場主體，允許在符合國家產業(yè)政策和能效環(huán)保要求、公平承擔發(fā)電企業(yè)社會責任的條件下參與電力市場交易。
（四）售電側改革。
1．多途徑培育市場主體。制定寧夏售電側改革試點方案并報國家發(fā)展改革委、國家能源局。在國家確定的售電側市場主體準入與退出標準與條件基礎上，結合寧夏實際，確定符合技術、安全、環(huán)保、節(jié)能和社會責任要求的售電主體條件。向社會資本放開售電業(yè)務，賦予用戶更多的選擇權，提升售電服務質量和用戶用能水平，形成有效的市場競爭結構和市場體系。創(chuàng)新售電業(yè)務市場準入機制，以注冊服務代替行政審批，實行“一注冊、一承諾、一公示、三備案”。
2．實施園區(qū)型售電主體直接交易。在高新產業(yè)園區(qū)、經濟技術開發(fā)區(qū)、循環(huán)經濟園區(qū)等各類園區(qū)中，選擇有參與意愿并符合準入條件的，組建獨立的售電公司，2016 年底前開展園區(qū)型售電主體直接交易。
3．鼓勵社會資本投資增量配電業(yè)務。按照國家關于增量配網建設有關要求，探索社會資本投資配電業(yè)務，以新規(guī)劃建設的高新產業(yè)園區(qū)、經濟技術開發(fā)區(qū)、循環(huán)經濟園區(qū)、工業(yè)園區(qū)及礦區(qū)等為重點，有序向符合條件的市場主體放開增量配電投資業(yè)務。國網寧夏電力公司、地方電力（集團）公司以外的存量配電資產視同增量配電業(yè)務，按照實際覆蓋范圍劃分配電區(qū)域。同時，社會資本投資增量配電網控股的，在取得供電業(yè)務許可后即擁有配電網運營權，在供電營業(yè)區(qū)內擁有與電網企業(yè)相同的權利，并切實履行保底供電責任等相同的責任和義務。
（五）加強電力統(tǒng)籌規(guī)劃和科學監(jiān)管。
1．切實加強電力行業(yè)統(tǒng)籌規(guī)劃。政府有關部門要認真履行電力規(guī)劃職責，優(yōu)化電源與電網布局，加強電力規(guī)劃與電源等規(guī)劃之間、全國電力規(guī)劃與地方性電力規(guī)劃之間的有效銜接。提升規(guī)劃的覆蓋面、權威性和科學性，增強規(guī)劃的透明度和公眾參與度，各種電源建設和電網布局要嚴格規(guī)劃、有序組織實施。電力規(guī)劃應充分考慮資源環(huán)境承載力，依法開展規(guī)劃的環(huán)境影響評價。規(guī)劃經法定程序審核后，要向社會公開。建立規(guī)劃實施檢查、監(jiān)督、評估、考核工作機制，保障電力規(guī)劃的有效執(zhí)行。
2．切實加強電力行業(yè)及電力市場科學監(jiān)管。完善電力監(jiān)管組織體系，依法履行電力監(jiān)管職能，創(chuàng)新監(jiān)管措施和手段，有效開展電力交易、調度、供電服務和安全監(jiān)管，加強電網公平接入、電網投資行為、成本及投資運行效率監(jiān)管，切實保障新能源并網接入，促進節(jié)能減排，保障居民供電和電網安全可靠運行。對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實施監(jiān)管。加強和完善行業(yè)協(xié)會自律、協(xié)調、監(jiān)督、服務功能，充分發(fā)揮其在政府、用戶和企業(yè)之間的橋梁紐帶作用。
3．減少和規(guī)范電力行業(yè)的行政審批。進一步轉變政府職能、簡政放權，取消、下放電力項目審批權限，有效落實規(guī)劃，明確審核條件和標準，規(guī)范簡化審批程序，完善市場規(guī)劃，保障電力發(fā)展戰(zhàn)略、政策和標準有效落實。
4．建立健全市場主體信用體系。加強市場主體誠信建設，規(guī)范市場秩序。政府有關部門要建立企業(yè)法人及其負責人、從業(yè)人員信用紀錄，將其納入統(tǒng)一的信用信息平臺，使各類企業(yè)的信用狀況透明、可追溯、可核查。加大監(jiān)管力度，對企業(yè)和個人的違法失信行為予以公開，違法失信行為嚴重且影響電力安全的，實行嚴格的行業(yè)禁入措施。
5．修訂電力地方性法規(guī)和政府規(guī)章。根據改革總體要求和進程，依據國家上位法的修改情況，及時對電力地方性法規(guī)和政府規(guī)章進行修訂，充分發(fā)揮立法對改革的引導、推動、規(guī)范、保障作用。加強電力依法行政。加大可再生能源法的實施力度。加快能源監(jiān)管法規(guī)制定工作。適應依法監(jiān)管、有效監(jiān)管的要求，及時制定和修訂其他地方性法規(guī)和政府規(guī)章。
四、保障措施
（一）加強組織領導。成立自治區(qū)電力體制改革領導小組，由自治區(qū)領導任組長、副組長，自治區(qū)發(fā)展改革委、經濟和信息化委、國家能源局西北監(jiān)管局、財政廳、環(huán)境保護廳、水利廳、國資委、政府法制辦、物價局，國網寧夏電力公司等單位主要負責人為成員。領導小組辦公室設在自治區(qū)發(fā)展改革委，辦公室主任由自治區(qū)發(fā)展改革委主任兼任、副主任由自治區(qū)能源局、經濟和信息化委、國家能源局西北監(jiān)管局負責同志擔任。
（二）穩(wěn)步推進改革試點。按照中發(fā) 9 號文件及相關配套文件要求，制定電力交易中心組建、寧夏電力市場建設、售電側改革等專項試點方案。在直接交易、輸配電價基礎上，有序推進電力交易機構獨立、配售電主體培育等試點工作，爭取盡早在總結試點經驗和修改完善相關法律法規(guī)的基礎上全面推開。
（三）營造改革氛圍。加強環(huán)境建設，強化與新聞媒體的溝通協(xié)調，加大對電力體制改革的宣傳報道，在全社會形成推進電力體制改革的濃厚氛圍，加強改革工作的溝通協(xié)調，充分調動各方積極性，凝聚共識，形成工作合力。
（四）嚴格監(jiān)督考核。深入推進電力體制改革是促進寧夏經濟發(fā)展、保障民生的重大任務，電力體制改革領導小組辦公室要制定實施目標責任制和績效考核制度，依據法律法規(guī)和監(jiān)管要求加強日常督促檢查，對工作成效進行跟蹤評價，確保各項改革試驗任務的順利完成。
