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(cè)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(nèi)蒙古)，8個省份或地區(qū)開展售電側(cè)改革試點(廣東、重慶、新疆生產(chǎn)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(nèi)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(diào)度。河南、四川、遼寧、山東等地將農(nóng)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(nèi)蒙古、浙江均要求電網(wǎng)企業(yè)承擔供電營業(yè)區(qū)內(nèi)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(wǎng)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(nèi)除保留必要的公益性、調(diào)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(diào)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(jié)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(jīng)營原則。售電分三類：電網(wǎng)企業(yè)的售電公司；社會資本投資增量配電網(wǎng)，擁有配電網(wǎng)運營權的售電公司；獨立的售電公司，不擁有配電網(wǎng)運營權，不承擔保底供電服務。
售電公司的定位和經(jīng)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(jīng)濟、優(yōu)質(zhì)、安全、環(huán)保為經(jīng)營原則，實行自主經(jīng)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(chǎn)作出明確要求：準入資格是資產(chǎn)總額不得低于2000萬元人民幣；資產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)總額在2億元人民幣以上的，不限制其售電量；擁有配電網(wǎng)運營權的售電公司的注冊資本不低于其總資產(chǎn)的20%。
在此基礎上，吉林省規(guī)定資產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)倒閉的須強制退出，列入黑名單，3年內(nèi)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(nèi)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(nèi)電力交易的協(xié)同銜接機制，統(tǒng)籌考慮省內(nèi)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(wǎng)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(diào)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(wǎng)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(nèi)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(wǎng)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(nèi)居民、農(nóng)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(wǎng)接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價(含線損和政策性交叉補貼)、配電網(wǎng)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(wǎng)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(diào)節(jié)作用有效發(fā)揮。
此外，規(guī)劃協(xié)調(diào)機制缺失，監(jiān)管體系不健全的問題依然存在。電網(wǎng)規(guī)劃以企業(yè)規(guī)劃代替，電力規(guī)劃剛性不強。對市場主體行為、電力普遍服務的監(jiān)管尚不完善，自然壟斷環(huán)節(jié)價格科學核定和監(jiān)管機制不到位，電網(wǎng)輸配電成本缺乏有效監(jiān)管。
地區(qū)特色鮮明
發(fā)改委已批復的各省電改試點方案中，浙江、山東、廣東、內(nèi)蒙古等地的改革方向和工作任務顯示出鮮明的地區(qū)特色。
以互聯(lián)網(wǎng)和中小微企業(yè)眾多的浙江省為例，浙江鼓勵互聯(lián)網(wǎng)龍頭企業(yè)、電務企業(yè)、金融機構等投資組建售電公司，開展售電業(yè)務。中小微企業(yè)可以“打捆”成聯(lián)合體、委托售電公司代理等方式參加購售電業(yè)務。
山東明確要求加強電力需求側(cè)管理和電力應急機制建設。按照常態(tài)化和精細化原則，引導用戶實施電力需求側(cè)管理，通過加強能效管理、實施需求響應等手段，優(yōu)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(tài)下重點用電需求，保障電力供應安全穩(wěn)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(yè)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(xiàn)了一家燃氣企業(yè)——廣東珠江燃氣集團有限公司，這也是燃氣企業(yè)首次入圍廣東售電目錄。如果這59家企業(yè)全部通過公示，加上前四批入圍的151家售電企業(yè)，至此，進入廣東售電目錄的企業(yè)將達到210家，繼續(xù)領跑全國。
內(nèi)蒙古自治區(qū)因地域狹長等原因，全區(qū)電網(wǎng)分為蒙東電網(wǎng)、蒙西電網(wǎng)兩部分。蒙東電網(wǎng)由國家電網(wǎng)公司管理，蒙西電網(wǎng)由內(nèi)蒙古電力公司管理。內(nèi)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(wǎng)公司經(jīng)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(xù)測算現(xiàn)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。
