自去年新電改9號文出臺以來，多個省市和地區連續跟進，電改綜合試點和售電側改革試點全面開花。

截至目前，國家發改委共批復18個省市或自治區開展電力體制改革綜合試點(云南、貴州、山西、廣西、海南、甘肅、北京、湖北、四川、遼寧、陜西、安徽、河南、新疆維吾爾自治區、山東、寧夏、上海、內蒙古)，8個省份或地區開展售電側改革試點(廣東、重慶、新疆生產建設兵團、黑龍江、福建、河北、浙江、吉林)。

堅持市場定價，機制待健全

記者發現，多個省份在電改試點方案中提出，針對特定領域建立優先發電、優先購電制度。山東、內蒙古、湖北、四川、陜西、河南等地提出風能、太陽能等清潔能源優先發電，大力開展電力綠色調度。河南、四川、遼寧、山東等地將農業用電、居民生活用電、重要公共事業、公益性服務行業納入優先購電等范圍，即上述享有優先購電權。

吉林、內蒙古、浙江均要求電網企業承擔供電營業區內的電力普遍服務，保障基本供電；無歧視地向市場主體及其用戶提供報裝、計量、抄表、維修、收費等各類供電服務；保障電網公平無歧視開放，向市場主體提供輸配電服務，按約定履行保底供應商義務，確保無議價能力用戶也有電可用。

工作目標上，吉林、湖北均表示，3至5年內除保留必要的公益性、調節性發用電計劃之外，取消競爭性環節發用電計劃。山東省在方案中明確了“電改三年時間表”：2016年，研究制定山東省電力體制改革實施方案和各專項改革方案，做好相關前期準備工作，包括完成輸配電價成本調查和測算工作，研究制定發用電計劃有序放開、售電市場主體進入和退出的具體辦法，研究制定電力市場交易規則；2017年，按照國家批準的實施方案落實電力體制改革各項任務。完成輸配電價成本監審和核定工作；2018年，對電力體制改革情況進行總結評估，進一步修訂完善各項制度，基本形成現代電力市場體系。

吉林、浙江省均詳細規定了售電公司的分類、定位和經營原則。售電分三類：電網企業的售電公司；社會資本投資增量配電網，擁有配電網運營權的售電公司；獨立的售電公司，不擁有配電網運營權，不承擔保底供電服務。

售電公司的定位和經營原則基本相同，即售電公司應當以購售電交易為核心業務，以服務用戶為核心，以經濟、優質、安全、環保為經營原則，實行自主經營，自擔風險，自負盈虧，自我約束。售電公司應當將市場價格水平及時傳導給終端用戶，讓終端用戶享受改革紅利。

國家發改委在上月發布的《售電公司準入與退出管理辦法》對售電公司對資產作出明確要求：準入資格是資產總額不得低于2000萬元人民幣；資產總額在2000萬元至1億元人民幣的，可以從事年售電量6億至30億千瓦時的售電業務；資產總額在1億元至2億元人民幣的，可以從事年售電量30億至60億千瓦時的售電業務；資產總額在2億元人民幣以上的，不限制其售電量；擁有配電網運營權的售電公司的注冊資本不低于其總資產的20%。

在此基礎上，吉林省規定資產總額2000萬人民幣的，可以從事年售電量6億千瓦時對售電業務，資產總額每增加1000萬元，準許售電量可增加3億千瓦時。

與市場主體準入機制相對應的退出機制，吉林、浙江兩省均規定了“黑名單原則”：吉林省要求，市場主體違反國家有關法律法規、嚴重違反交易規則和破產倒閉的須強制退出，列入黑名單，3年內不得再進入市場；浙江則要求進入黑名單的市場主體不得再進入市場，直接注銷。

山東、四川、內蒙古、遼寧、河南均做出了完善跨省跨區電力交易機制的要求。其中，山東提出，按照中長期交易為主、臨時交易為補充的跨區跨省交易模式，推進山東與相關省份的電力市場化交易，促進電力資源在更大范圍優化配置。其他幾個省也明確了建立跨省跨區電力交易與省內電力交易的協同銜接機制，統籌考慮省內外電力資源，同步放開進入市場。

多個省份已成立或籌備成立電力交易中心，此外，陜西、河南、山東等省份將設立市場管理委員會，由電網企業、發電企業、售電企業、電力用戶等組成，實行按市場主體類別投票表決等合理議事機制，主要負責研究審定陜西電力交易中心章程、交易和運營規則，協調電力交易市場相關事項等。

針對居民普遍關注的電價問題，發改委去年發布的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》指出，應“形成適應市場要求的電價機制”。近日，國家發改委給多地的電改綜合試點方案的復函中也要求，應堅持市場定價的原則。

記者注意到，北京、山西等地電改方案中均提到電價的市場化問題，要求還原電力的商品屬性、理順電價形成機制。參與市場交易的用戶供電價格可以通過協商確定，或通過集中撮合、市場競價的方式確定。參與市場交易的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價、政府性基金三部分組成。輸配電價由政府核定，未單獨核定輸配電價之前，可按現行電網購銷價差作為電力市場交易輸配電價。

與此同時，浙江省規定配電區域內的售電公司或電力用戶可以不受配電區域限制購電。向配電區域外電源購電的，購電價格由發電企業的交易價格、對應配電網電壓等級的輸電價格(含線損和政策性交叉補貼)、配電價格以及政府性基金及附加等四部分組成。配電區域內居民、農業、重要公用事業、公益性服務以外的用電價格，由發電企業或售電公司與電力用戶協商確定市場交易價格，配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價(含線損和政策性交叉補貼)、配電網的配電價格，以及政府性基金及附加組成。

上海、湖北等地都在電改試點方案中提到現行交易機制還不完善的問題。例如，運用市場化機制引導配置資源的能力有明顯差距，價格關系沒有理順，市場化定價機制尚未形成等。

具體來說，競爭性環節由市場決定電力價格的機制還沒有形成，上網電價和銷售電價以政府定價為主，存在交叉補貼，滯后于成本變化，且不能及時合理反映環境保護支出和供求關系變化，制約了市場機制的調節作用有效發揮。

此外，規劃協調機制缺失，監管體系不健全的問題依然存在。電網規劃以企業規劃代替，電力規劃剛性不強。對市場主體行為、電力普遍服務的監管尚不完善，自然壟斷環節價格科學核定和監管機制不到位，電網輸配電成本缺乏有效監管。

地區特色鮮明

發改委已批復的各省電改試點方案中，浙江、山東、廣東、內蒙古等地的改革方向和工作任務顯示出鮮明的地區特色。

以互聯網和中小微企業眾多的浙江省為例，浙江鼓勵互聯網龍頭企業、電務企業、金融機構等投資組建售電公司，開展售電業務。中小微企業可以“打捆”成聯合體、委托售電公司代理等方式參加購售電業務。

山東明確要求加強電力需求側管理和電力應急機制建設。按照常態化和精細化原則，引導用戶實施電力需求側管理，通過加強能效管理、實施需求響應等手段，優化電力資源配置，提高電能利用效率和效益。加強電力應急能力建設，提升應急響應水平，確保電力供需緊張狀態下重點用電需求，保障電力供應安全穩定可靠。

作為全國電改“先行軍”的廣東省日前公示了第五批擬列入售電公司目錄企業名單，合計59家。值得關注的是，公示的第五批目錄名單中出現了一家燃氣企業——廣東珠江燃氣集團有限公司，這也是燃氣企業首次入圍廣東售電目錄。如果這59家企業全部通過公示，加上前四批入圍的151家售電企業，至此，進入廣東售電目錄的企業將達到210家，繼續領跑全國。

內蒙古自治區因地域狹長等原因，全區電網分為蒙東電網、蒙西電網兩部分。蒙東電網由國家電網公司管理，蒙西電網由內蒙古電力公司管理。內蒙古的電力改革方案中，對蒙東和蒙西分別提出了要求。方案考慮到蒙東電網公司經營虧損嚴重、投資能力不足、同價資金缺口較大、電價改革難度大等問題，明確了爭取國家支持政策，多措并舉來解決上述問題；蒙西方面則繼續測算現行電價中交叉補貼額度，明確各類用戶承擔或享受交叉補貼水平，科學實施合理分攤和逐步消化。積極探索采取多種措施保障交叉補貼資金來源，完善處理交叉補貼的政策措施。