自去年新电力体制改革9号文出台以来，多个省市和地区连续跟进，电改综合试点和售电侧改革试点全面开花。

截至目前，国家发改委共批复18个省市自治区开展电力体制改革综合试点，8个省份（地区）开展售电侧改革试点。

电改方案区域化

《第一财经日报》记者经过梳理发现，多个省份在电改试点方案中提出，针对特定领域建立优先发电、优先购电制度。

山东、内蒙古、湖北、四川、陕西、河南等地，提出风能、太阳能等清洁能源优先发电，开展电力绿色调度；河南、四川、辽宁、山东等地，将农业用电、居民生活用电、重要公共事业、公益性服务行业纳入优先购电等范围，即上述范围享有优先购电权。

吉林、内蒙古、浙江均要求电网企业承担供电营业区内的电力普遍服务，保障基本供电。无歧视地向市场主体及其用户提供各类供电服务，按约定履行保底供应商义务，确保无议价能力用户也有电可用。

工作目标上，吉林、湖北均表示，3至5年内除保留必要的公益性、调节性发用电计划之外，取消竞争性环节发用电计划。山东省在方案中明确了“电改三年时间表”。

吉林、浙江省均详细规定了售电公司的分类、定位和经营原则。

售电公司的定位和经营原则基本相同，即售电公司应当以购售电交易为核心业务，以服务用户为核心，将市场价格水平及时传导给终端用户，让其享受改革红利。

国家发改委在上月发布的《售电公司准入与退出管理办法》对售电公司资产作出明确要求：准入资格是资产总额不得低于 2000万元人民币；资产总额在 2 亿元人民币以上，不限制其售电量；拥有配电网运营权的售电公司的注册资本不低于其总资产的20%。

与市场主体准入机制相对应的退出机制，吉林、浙江两省均规定了“黑名单原则”：列入黑名单，吉林省要求3年内不得再进入市场，浙江则要求不得再进入市场，直接注销。

多个省份已成立或筹备成立电力交易中心，此外，陕西、河南、山东等省份将设立市场管理委员会，由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等组成，实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制。

市场定价机制不成熟

针对居民普遍关注的电价问题，发改委去年发布相关文件指出，应“形成适应市场要求的电价机制”。近日国家发改委给多地的电改综合试点方案的复函中也要求，应坚持市场定价的原则。

《第一财经日报》记者注意到，北京、山西等地电改方案中均提到电价的市场化问题，要求还原电力的商品属性、理顺电价形成机制。用户供电价格可以通过协商确定，或通过集中撮合、市场竞价的方式确定。用户购电价格由市场交易价格、输配电价、政府性基金三部分组成。输配电价由政府核定，未单独核定输配电价之前，可按现行电网购销价差作为电力市场交易输配电价。

与此同时，浙江省规定配电区域内的售电公司或电力用户可以不受区域限制购电。

上海、湖北等地都在电改试点方案中提到现行交易机制还不完善的问题。例如，运用市场化机制引导配置资源的能力有明显差距，价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未形成等。

具体来说，竞争性环节由市场决定电力价格的机制还没有形成，上网电价和销售电价以政府定价为主，存在交叉补贴，滞后于成本变化，且不能及时合理反映环境保护支出和供求关系变化，制约了市场机制的调节作用有效发挥。此外，规划协调机制缺失、监管体系不健全的问题依然存在。

地区特色鲜明

发改委已批复的各省份电改试点方案中，浙江、山东、广东、内蒙古等地的改革方向和工作任务显示出鲜明的地区特色。

作为全国电改“先行军”的广东省，日前公示了第五批拟列入售电公司目录企业名单，合计59家。值得关注的是，第五批目录名单中出现了一家燃气企业——广东珠江燃气集团有限公司，这也是燃气企业首次入围广东售电目录。如果这59家企业全部通过公示，加上前四批入围的151家售电企业，至此，进入广东售电目录的企业将达到210家，继续领跑全国。

在互联网和中小微企业众多的浙江鼓励互联网龙头企业、电务企业、金融机构等投资组建售电公司，开展售电业务。中小微企业可“打捆”成联合体、委托售电公司代理等方式参加购售电业务。

内蒙古全区电网分为蒙东电网、蒙西电网两部分，分属国家电网公司、内蒙古电力公司管理。方案考虑到蒙东电网公司经营亏损严重、投资能力不足、电价改革难度大等问题，明确了争取国家支持政策，多措并举来解决上述问题；蒙西方面则继续测算现行电价中交叉补贴额度，明确各类用户承担或享受交叉补贴水平。

山东明确要求加强电力需求侧管理和电力应急机制建设。