自去年新电改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个省市或自治区开展电力体制改革综合试点（云南、贵州、山西、广西、海南、甘肃、北京、湖北、四川、辽宁、陕西、安徽、河南、新疆维吾尔自治区、山东、宁夏、上海、内蒙古），8个省份或地区开展售电侧改革试点（广东、重庆、新疆生产建设兵团、黑龙江、福建、河北、浙江、吉林）。
坚持市场定价，机制待健全
第一财经记者经过梳理发现，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，大力开展电力绿色调度。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报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务；保障电网公平无歧视开放，向市场主体提供输配电服务，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”：2016年，研究制定山东省电力体制改革实施方案和各专项改革方案，做好相关前期准备工作，包括完成输配电价成本调查和测算工作，研究制定发用电计划有序放开、售电市场主体进入和退出的具体办法，研究制定电力市场交易规则；2017年，按照国家批准的实施方案落实电力体制改革各项任务。完成输配电价成本监审和核定工作；2018年，对电力体制改革情况进行总结评估，进一步修订完善各项制度，基本形成现代电力市场体系。
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。售电分三类：电网企业的售电公司；社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。
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，以经济、优质、安全、环保为经营原则，实行自主经营，自担风险，自负盈亏，自我约束。售电公司应当将市场价格水平及时传导给终端用户，让终端用户享受改革红利。
国家发改委在上月发布的《售电公司准入与退出管理办法》对售电公司对资产作出明确要求：准入资格是资产总额不得低于2000万元人民币；资产总额在2000万元至1亿元人民币的，可以从事年售电量6亿至30亿千瓦时的售电业务；资产总额在1亿元至2亿元人民币的，可以从事年售电量30亿至60亿千瓦时的售电业务；资产总额在2亿元人民币以上的，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%。
在此基础上，吉林省规定资产总额2000万人民币的，可以从事年售电量6亿千瓦时对售电业务，资产总额每增加1000万元，准许售电量可增加3亿千瓦时。
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”：吉林省要求，市场主体违反国家有关法律法规、严重违反交易规则和破产倒闭的须强制退出，列入黑名单，3年内不得再进入市场；浙江则要求进入黑名单的市场主体不得再进入市场，直接注销。
山东、四川、内蒙古、辽宁、河南均做出了完善跨省跨区电力交易机制的要求。其中，山东提出，按照中长期交易为主、临时交易为补充的跨区跨省交易模式，推进山东与相关省份的电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置。其他几个省也明确了建立跨省跨区电力交易与省内电力交易的协同衔接机制，统筹考虑省内外电力资源，同步放开进入市场。
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，主要负责研究审定陕西电力交易中心章程、交易和运营规则，协调电力交易市场相关事项等。
针对居民普遍关注的电价问题，发改委去年发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》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。参与市场交易的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。参与市场交易的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配电区域限制购电。向配电区域外电源购电的，购电价格由发电企业的交易价格、对应配电网电压等级的输电价格（含线损和政策性交叉补贴）、配电价格以及政府性基金及附加等四部分组成。配电区域内居民、农业、重要公用事业、公益性服务以外的用电价格，由发电企业或售电公司与电力用户协商确定市场交易价格，配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价（含线损和政策性交叉补贴）、配电网的配电价格，以及政府性基金及附加组成。
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。电网规划以企业规划代替，电力规划刚性不强。对市场主体行为、电力普遍服务的监管尚不完善，自然垄断环节价格科学核定和监管机制不到位，电网输配电成本缺乏有效监管。
地区特色鲜明
发改委已批复的各省电改试点方案中，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。
以互联网和中小微企业众多的浙江省为例，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。中小微企业可以“打捆”成联合体、委托售电公司代理等方式参加购售电业务。
山东明确要求加强电力需求侧管理和电力应急机制建设。按照常态化和精细化原则，引导用户实施电力需求侧管理，通过加强能效管理、实施需求响应等手段，优化电力资源配置，提高电能利用效率和效益。加强电力应急能力建设，提升应急响应水平，确保电力供需紧张状态下重点用电需求，保障电力供应安全稳定可靠。
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，公示的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。
内蒙古自治区因地域狭长等原因，全区电网分为蒙东电网、蒙西电网两部分。蒙东电网由国家电网公司管理，蒙西电网由内蒙古电力公司管理。内蒙古的电力改革方案中，对蒙东和蒙西分别提出了要求。方案考虑到蒙东电网公司经营亏损严重、投资能力不足、同价资金缺口较大、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，科学实施合理分摊和逐步消化。积极探索采取多种措施保障交叉补贴资金来源，完善处理交叉补贴的政策措施。
