自去年新電改9號文出臺以來，多個省市和地區(qū)連續(xù)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(fā)改委共批復18個省市或自治區(qū)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(qū)、山東、寧夏、上海、內蒙古)，8個省份或地區(qū)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(fā)現(xiàn)，多個省份在電改試點方案中提出，針對特定領域建立優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)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(yōu)先發(fā)電，大力開展電力綠色調度。河南、四川、遼寧、山東等地將農業(yè)用電、居民生活用電、重要公共事業(yè)、公益性服務行業(yè)納入優(yōu)先購電等范圍，即上述享有優(yōu)先購電權。

　　吉林、內蒙古、浙江均要求電網企業(yè)承擔供電營業(yè)區(qū)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(jié)性發(fā)用電計劃之外，取消競爭性環(huán)節(jié)發(fā)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(fā)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(guī)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(jiān)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(xiàn)代電力市場體系。

　　吉林、浙江省均詳細規(guī)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(yè)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(yè)務，以服務用戶為核心，以經濟、優(yōu)質、安全、環(huán)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(fā)改委在上月發(fā)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(yè)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(yè)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(guī)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(yè)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(guī)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(guī)、嚴重違反交易規(guī)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(qū)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(qū)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(yōu)化配置。其他幾個省也明確了建立跨省跨區(qū)電力交易與省內電力交易的協(xié)同銜接機制，統(tǒng)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(yè)、發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、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(guī)則，協(xié)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(fā)改委去年發(fā)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(fā)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(xié)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(xiàn)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(guī)定配電區(qū)域內的售電公司或電力用戶可以不受配電區(qū)域限制購電。向配電區(qū)域外電源購電的，購電價格由發(fā)電企業(yè)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(qū)域內居民、農業(yè)、重要公用事業(yè)、公益性服務以外的用電價格，由發(fā)電企業(yè)或售電公司與電力用戶協(xié)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(xiàn)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(huán)節(jié)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(huán)境保護支出和供求關系變化，制約了市場機制的調節(jié)作用有效發(fā)揮。