中央督察組分兵督查后，電改落地進入了火箭速度。
9月6日，國家發(fā)改委一日批復了5地不同電改方案。北京市電力體制改革綜合試點，甘肅和海南開展電力體制改革試點，福建和黑龍江將進行售電側改革試點。
此前，發(fā)改委在8月底表示，電改時間提前。輸配電價全國覆蓋提前至今年9月啟動。除了6日批復的試點方案，山東、安徽、湖北、四川、河南、遼寧、陜西、新疆等多地都上報了試點方案。
根據(jù)最新的情況，年底前全國基本都將進行輸配電價核定試點。進入電力體制改革綜合試點的地方涵蓋了北京、云南、貴州、廣西和山西五地。
售電側改革試點在前期的廣東、重慶、新疆生產建設兵團外，新增福建和黑龍江，售電側改革擴展到5個地方。
廣東的售電側改革引入市場競價交易，激起了很大的想象空間。廣東之外，重慶售電側改革9月初實現(xiàn)突破，成立國家電網轄區(qū)首家電網相對控股、發(fā)電和地方能源企業(yè)參與的交易中心。
此外，華北區(qū)域作為唯一一個輸配電價核定試點區(qū)域，隨著京津冀電力市場建設的推進，有可能后來居上，成為電力市場推進的領頭羊。
不過業(yè)內普遍的觀點認為，目前試點區(qū)域的實踐，還看不到有可以普遍推廣的經驗，即便廣東市場競價活躍，但無法推廣到其它地方和全國范圍。
6日獲批的5地，除海南外，涵蓋了國網區(qū)域的東北、西北、華東市場，一改此前主要在南方電網區(qū)域熱火朝天的形式，會激發(fā)各地地方政府爭相通過電改執(zhí)行地方調結構、發(fā)展經濟的政策。
此前多地對于電力交易中心的主導權頗多爭奪，有關部門還明確要求電網企業(yè)支持地方政府組建股份制交易中心，國家電網堅持獨資成立交易中心的思路在山西、重慶、湖北最先被打破，各地都想爭相效仿。
隨著試點地區(qū)增多，國家電網區(qū)域的電改推動將進入新的時期，電改落地也將提速。
我們從新批復的5個方案中截取了亮點如下，各自細細體味：
北京市電力體制改革綜合試點方案
1、推進輸配電價改革工作。以“準許成本加合理收益”為原則，以各電壓等級輸配電資產、成本、輸電量和線損率等為基礎，核定電網輸配電價。配合國家發(fā)展改革委核定華北電網輸電網絡輸電電價。
2、推進京津冀電力交易市場建設。積極推進電網企業(yè)相對控股的京津冀電力交易機構組建工作，并爭取其在京落戶，建設京津冀統(tǒng)一的電力市場。結合有序放開公益性和調節(jié)性以外的發(fā)用電計劃，開展京津冀區(qū)域電力中長期市場交易和現(xiàn)貨市場業(yè)務。
3、推進電動汽車充電設施建設。大力推進電動汽車充電設施網絡化建設，滿足我市快速增長的電動汽車充電需求。建立合理的電動汽車充電服務機制和收費機制，促進電動汽車產業(yè)快速發(fā)展。探索推進電動汽車參與電網儲能和調峰。鼓勵增量配網投資主體參與電動汽車充電設施建設。
4、推進電力輔助服務市場化建設。配合國家能源局開展京津冀電力輔助服務市場建設相關工作，科學制定調峰、調頻、備用等交易規(guī)則，建立無功補償、黑啟動等輔助服務合理的投資回報機制。
5、推進可再生能源發(fā)展。逐步完善可再生能源發(fā)展機制，鼓勵以分布式可再生能源和天然氣熱電冷三聯(lián)供為主的分布式能源發(fā)展，提升可再生能源就地消納能力和利用比例。到2020年非水可再生能源電力消費占全市電力消費比重達到10%以上。
推進增量配電業(yè)務放開試點工作。在具備條件的開發(fā)區(qū)、產業(yè)園區(qū)和重點功能區(qū)開展增量配電業(yè)務放開試點工作，鼓勵社會資本投資增量配電業(yè)務。
6、推進競爭性售電業(yè)務放開試點工作。吸引社會資本進入競爭性售電領域，發(fā)展能源增值服務，為用戶提供多樣化、個性化的綜合能源服務。推進全市大用戶、售電主體與發(fā)電企業(yè)直接交易。制定售電公司準入條件與退出機制，制定售電業(yè)務監(jiān)管細則。
甘肅省電力體制改革試點方案
第一階段目標（2016—2017年）：初步構建電力市場化體系，完善電力直接交易機制，擴大電力直接交易規(guī)模；組建相對獨立的電力交易機構，建成電力交易平臺并規(guī)范運行；初步完成售電側改革試點，售電公司作為市場主體參與電力直接交易；推動形成可再生能源參與市場競爭的新機制，有效緩解棄風棄光問題；有序放開公益性和調節(jié)性以外的發(fā)用電計劃；完成輸配電價核定工作。
第二階段目標（2018年及以后）：基本建成電力市場化體系。進一步推進電價市場化改革，放開競爭性環(huán)節(jié)價格，建立主要由市場決定價格的機制；全面放開工商業(yè)領域電力直接交易，形成發(fā)電側和售電側主體多元、充分競爭的市場格局；嘗試建立電力現(xiàn)貨市場，充分發(fā)揮市場配置資源的決定性作用；形成健全的電力市場監(jiān)管規(guī)則體系。
1、完善電力直接交易機制，擴大直接交易規(guī)模。在繼續(xù)擴大省內電力直接交易電量規(guī)模的基礎上，積極推進跨省跨區(qū)電力直接交易，適時開展現(xiàn)貨交易，規(guī)范和完善以中長期電力交易為主的直接交易機制。
2、組建電力交易機構。成立甘肅電力交易中心。組建股份制甘肅電力交易中心，對現(xiàn)有的交易中心進行股份制改造。甘肅電力交易中心不以盈利為目的，交易業(yè)務與電網的其他業(yè)務分開。
3、培育多元化售電主體。開展以園區(qū)型為主的售電側試點工作。以園區(qū)型售電區(qū)域作為突破口，安排蘭州新區(qū)、平涼工業(yè)園區(qū)、酒泉瓜州資源綜合利用產業(yè)園區(qū)3個園區(qū)作為我省第一批售電側專項改革試點單位，有序推進全省售電側專項改革試點工作。
4、鼓勵社會資本投資增量配電業(yè)務。鼓勵以混合所有制方式發(fā)展增量配電業(yè)務，以園區(qū)型相對集中的負荷等為重點。對于歷史形成的，國網甘肅省電力公司以外的存量配電資產，可視同為增量配電業(yè)務。
5、開展可再生能源就近消納試點。落實可再生能源發(fā)電全額保障性收購制度，探索形成可再生能源參與市場競爭的新機制，積極采取參與電力直接交易、置換自備電廠發(fā)電權、新能源清潔供暖示范等多種舉措促進新能源就近消納。
黑龍江省售電側改革試點方案
選定在黑龍江鶴崗經濟開發(fā)區(qū)先行開展售電側改革試點，探索建立競爭充分、開放有序、健康發(fā)展的電力市場體系。
目前鶴崗經濟開發(fā)區(qū)全部由國家電網供電，主要有500千伏變電站1座，750兆伏安主變壓器1組；220千伏鶴南變電站1座，主變容量120兆伏安，最大負荷42兆瓦；110千伏工業(yè)園區(qū)變電站2座，主變容量50兆伏安。
1、有序放開試點區(qū)域發(fā)用電計劃。除優(yōu)先發(fā)用電計劃外，逐步實現(xiàn)其他上網電量以市場交易為主，不再納入發(fā)用電計劃。
2、理順電價形成機制。發(fā)電企業(yè)同售電公司或其他電力用戶自主協(xié)商或通過集中撮合、市場競價的方式確定電力交易價格。參與市場交易的用戶購電價格由與發(fā)電企業(yè)的交易價格、輸配電價（含線損和交叉補貼）、政府性基金三部分組成。
3、放開增量配電業(yè)務。試點區(qū)域內鼓勵以混合所有制發(fā)展配電業(yè)務。社會資本投資增量配電網絕對控股的，即擁有配電網運營權，在供電營業(yè)區(qū)內擁有與其他電網企業(yè)相同的權利，并切實履行相同的責任和義務。國網黑龍江省電力公司以外的存量配電資產視同增量配電業(yè)務。
4、完善交易結算方式。組建股份制黑龍江電力交易中心，對現(xiàn)有的交易中心進行股份制改造，依托黑龍江電力交易中心開展市場化交易，制定詳細的交易規(guī)則，逐步完善交易模式和交易機制。
福建省售電側改革試點方案
福建境內的售電公司分為三類。包括電網企業(yè)的售電公司；社會資本投資增量配電網并擁有配電網運營權的售電公司；不擁有配電網運營權的獨立售電公司。同一供電營業(yè)區(qū)內可以有多個售電公司，但只能有一家公司擁有配電網運營權，并提供保底供電服務。同一售電公司可在多個供電營業(yè)區(qū)內售電。
1、開放用戶購電選擇權。逐步放開10千伏及以上工商業(yè)用戶購電選擇權，條件成熟后全面放開用戶的購電選擇權，并采用負面清單方式，實行動態(tài)管理。
2、放開增量配電投資業(yè)務。鼓勵以混合所有制方式發(fā)展增量配電業(yè)務，以高新產業(yè)園區(qū)、經濟開發(fā)區(qū)、循環(huán)經濟園區(qū)、工業(yè)園區(qū)及農村電網為重點，向符合條件的市場主體放開增量配電投資業(yè)務。新建的供電范圍清晰且相對獨立的配電網絡，可列入配電投資業(yè)務放開范圍。對于歷史形成的國網公司以外的存量配電資產，可視同為增量配電業(yè)務，按照實際覆蓋范圍劃分配電區(qū)域。試點園區(qū)的原有配電網資產，可以資產入股或折價轉讓給售電公司。
3、完善市場化交易機制。組建股份制福建電力交易中心，對現(xiàn)有的交易中心進行股份制改造。
4、交易方式。市場交易包括批發(fā)和零售交易。擁有分布式電源或微網的用戶可以委托售電公司代理購售電業(yè)務。
5、交易價格。放開的發(fā)用電計劃電量通過市場交易形成價格，未放開的發(fā)用電計劃電量執(zhí)行政府規(guī)定的電價。市場交易價格可以通過雙方自主協(xié)商確定或通過集中撮合、市場競價的方式確定。
海南省電力體制改革試點方案
海南省目前電力交易總量小，發(fā)電側發(fā)電主體少。配售電及投資主體單一，售電側競爭機制未建立。海南省電力基本上是由海南電網公司實行統(tǒng)購統(tǒng)銷，電網建設及終端銷售完全依靠海南電網公司一家，尚未形成配售電市場，也未建立社會資本進入配售電市場投資機制，售電側競爭機制難于形成。獨立的輸配電價機制尚未形成。
試點內容：在保障優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先用電的前提下，有序放開發(fā)用電計劃，逐步擴大交易電量規(guī)模，現(xiàn)階段對直接交易電量總規(guī)模進行有序控制。先期適當放開110千伏以上專變大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易，逐步放開10千伏及以上專變用戶，交易價格按市場規(guī)則形成。參與直接交易企業(yè)的單位能耗、環(huán)保排放均應達到國家標準。
結合海南實際情況，出臺售電主體準入、退出管理規(guī)定，制定增量配電投資業(yè)務放開細則。適時成立電力交易機構，承擔電力市場交易管理職能。先期選取電力自供區(qū)、部分工業(yè)園區(qū)等組建售電主體參與市場競爭；鼓勵社會資本投資成立售電主體，允許其從發(fā)電企業(yè)購買電量向用戶銷售。通過培育配售電業(yè)務主體，逐步放開增量配電投資業(yè)務，形成售電側競爭市場。
