具體來說，競爭性環節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境保護支出和供求關系變化。

自去年新電力體制改革9號文出臺以來，多個省市和地區連續跟進，電改綜合試點和售電側改革試點全面開花。

截至目前，國家發改委共批復18個省市自治區開展電力體制改革綜合試點，8個省份(地區)開展售電側改革試點。

電改方案區域化

記者經過梳理發現，多個省份在電改試點方案中提出，針對特定領域建立優先發電、優先購電制度。

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先發電，開展電力綠色調度;河南、四川、遼寧、山東等地，將農業用電、居民生活用電、重要公共事業、公益性服務行業納入優先購電等范圍，即上述范圍享有優先購電權。

吉林、內蒙古、浙江均要求電網企業承擔供電營業區內的電力普遍服務，保障基本供電。無歧視地向市場主體及其用戶提供各類供電服務，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、調節性發用電計劃之外，取消競爭性環節發用電計劃。山東省在方案中明確了“電改三年時間表”。

吉林、浙江省均詳細規定了售電公司的分類、定位和經營原則。

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務，以服務用戶為核心，將市場價格水平及時傳導給終端用戶，讓其享受改革紅利。

國家發改委在上月發布的《售電公司準入與退出管理辦法》對售電公司資產作出明確要求：準入資格是資產總額不得低于2000萬元人民幣;資產總額在2億元人民幣以上，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%。

與市場主體準入機制相對應的退出機制，吉林、浙江兩省均規定了“黑名單原則”：列入黑名單，吉林省要求3年內不得再進入市場，浙江則要求不得再進入市場，直接注銷。

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、發電企業、售電企業、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。

市場定價機制不成熟

針對居民普遍關注的電價問題，發改委去年發布相關文件指出，應“形成適應市場要求的電價機制”。近日國家發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。用戶供電價格可以通過協商確定，或通過集中撮合、市場競價的方式確定。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，浙江省規定配電區域內的售電公司或電力用戶可以不受區域限制購電。

上海、湖北等地都在電改試點方案中提到現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，競爭性環節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境保護支出和供求關系變化，制約了市場機制的調節作用有效發揮。此外，規劃協調機制缺失、監管體系不健全的問題依然存在。

地區特色鮮明

發改委已批復的各省份電改試點方案中，浙江、山東、廣東、內蒙古等地的改革方向和工作任務顯示出鮮明的地區特色。

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名單，合計59家。值得關注的是，第五批目錄名單中出現了一家燃氣企業——廣東珠江燃氣集團有限公司，這也是燃氣企業首次入圍廣東售電目錄。如果這59家企業全部通過公示，加上前四批入圍的151家售電企業，至此，進入廣東售電目錄的企業將達到210家，繼續領跑全國。

在互聯網和中小微企業眾多的浙江鼓勵互聯網龍[0.57%]頭企業、電務企業、金融機構等投資組建售電公司，開展售電業務。中小微企業可“打捆”成聯合體、委托售電公司代理等方式參加購售電業務。

內蒙古全區電網分為蒙東電網、蒙西電網兩部分，分屬國家電網公司、內蒙古電力公司管理。方案考慮到蒙東電網公司經營虧損嚴重、投資能力不足、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;蒙西方面則繼續測算現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。

山東明確要求加強電力需求側管理和電力應急機制建設。