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自2015年3月電改9號文發布以來，國家發改委、國家能源局會同各有關方面，積極推進電改，兩年多來，電改在諸多方面取得了重要突破。
電改成績顯著
“改革主體責任全面落實，多模式試點格局初步形成。云南、貴州等21個省（區、市）開展了電力體制改革綜合試點，重慶、廣東等9個省（區、市）和新疆生產建設兵團開展了售電側改革試點，電力體制改革試點已經覆蓋除西藏以外的所有省（區、市），形成了以綜合試點為主、多模式探索的格局。”國家發改委經濟體制綜合改革司巡視員王強7月25日的媒體吹風會上介紹。
記者從國家發改委了解到，輸配電價改革實現省級電網全覆蓋，為多方直接交易奠定了堅實基礎。2016年底，出臺了《省級電網輸配電價定價辦法》，科學、規范、透明的電網輸配電價監管框架體系初步建立。
截至目前，已批復輸配電價水平的第一批、第二批共18個省級電網及深圳電網，累計核減電網準許收入300多億元，降價空間全部用于降低工商業電價水平，減輕實體經濟負擔。
“第三批14個省級電網輸配電價核定工作已基本完成，近期各省級價格主管部門將向社會公布。”王強介紹，電力交易機構組建工作已基本完成，區域層面，組建了北京、廣州電力交易中心，成立了市場管理委員會。
省級層面，除海南以外，全國其他省份均建立了電力交易機構，其中云南、貴州、廣東、廣西、山西、湖北、重慶等地組建了股份制交易機構。為確保體現各類市場主體意愿，維護市場的公平、公開、公正，北京、廣州電力交易中心以及貴州、云南、蒙東、蒙西、江蘇、陜西、安徽、上海、廣西、吉林、遼寧、廣東、新疆、山西、甘肅等15個電力交易中心已組建電力市場管理委員會，其他地區也在積極推動電力市場管理委員會的組建工作。
兩年來，電改加快放開配售電業務，售電側市場競爭機制初步建立。出臺了《售電公司準入與退出管理辦法》和《有序放開配電網業務管理辦法》，建立了市場主體準入退出機制和以信用監管為核心的新型監管制度。
“截至目前，全國在電力交易機構注冊的售電公司已有1859家，改革有效激發了市場活力，為電力用戶提供了多樣化的選擇和不斷優化增值的服務。”國家能源局法制和體制改革司司長梁昌新在7月25日電改媒體吹風會上介紹，國家鼓勵符合準入條件的電力用戶參與市場化交易，已有13000多家電力用戶通過市場化交易降低了用電成本，釋放了改革紅利。
在引入社會資本參與增量配電業務方面，第一批推出了106個試點項目，建立了多元主體參與的競爭機制。“目前，第一批試點項目正在開展項目規劃編制、項目業主確定、申請電力業務許可證等工作。”王強說。
在有序放開發用電計劃方面，下述數據充分印證了市場化交易初具規模。2016年，全國包括直接交易在內的市場化交易電量突破1萬億千瓦時，約占全社會用電量的19%。其中，直接交易電量接近8000億千瓦時，同比增長85%。2017年1—6月，各地簽訂直接交易年度、月度合同以及交易平臺集中交易電量累計9500億千瓦時左右，已執行的合同度電平均降價4.7分。預計2017年全年電力直接交易電量規模約1.2萬億千瓦時，同比增長約50%。
諸多改革問題待解
電力體制改革雖然取得了初步成效，但不可否認，改革中還存在著一些比較突出的問題。
首先是市場化交易面臨區域壁壘。
在電力普遍供過于求的情況下，一些地方封閉發展的觀念重新強化，融入全國性、區域性電力市場積極性不高。“有的省份有意壓制省間交易規模，擔心規模太大沖擊當地電廠；少數地區甚至直接發文將交易電量直接分配到電廠，或要求本地的電力用戶在市場化交易中必須選擇本地電廠，嚴重破壞了電力市場的完整性。”王強說。
其次是行政干預市場化定價的問題比較嚴重。
一些高耗能產業占比較高的地方在穩增長目標驅動下，不僅默許不符合要求的高耗能企業參與直接交易，而且違背市場定價原則，采取行政手段人為降低電價，支持高耗能企業發展，致使國家對高耗能企業實行差別電價的政策形同虛設、難以落實。
再次是清潔能源消納工作需要進一步加強。
經過各方努力，今年上半年棄風棄光問題呈現好轉趨勢，但還是比較突出。1—5月，全國棄風電量216億千瓦時，同比減少75億千瓦時，平均棄風率14.3%，同比下降7.6個百分點；1—5月，全國棄光電量32.8億千瓦時，同比減少4.6億千瓦時，平均棄光率8.1%，同比下降4.8個百分點。下一步，需要建立解決可再生能源消納問題長效機制。
此外，自備電廠管理還有待進一步規范。
自備電廠主要集中在鋼鐵、電解鋁、石油化工和水泥等高載能行業，部分機組能效環保水平偏低，與高效環保的公用大容量機組差距明顯；在承擔社會責任方面，自備電廠普遍未按規定繳納政府性基金及附加，以及應承擔的政策性交叉補貼；部分自備電廠還存在參與調峰積極性不高，執行調度紀律不嚴，運行管理有待改進等問題。
王強表示，為進一步深化電力體制改革，將加快放開發用電計劃。在保障無議價能力用戶正常用電基礎上，加快放開其他購電主體參與市場交易，引導需求側放開規模與發電側相匹配。2017年，全國市場化交易電量力爭達到全社會用電量的35%以上。
梁昌新表示，下一步，國家將規范電力中長期交易，逐步減少燃煤發電企業計劃電量，新建煤電機組原則上不再安排發電計劃，推動各地不斷提高市場化交易比重，降低企業用能成本。
記者從國家發改委了解到，未來國家將加快放開配售電業務。積極培育售電側市場主體，總結一些地方放開配售電業務的經驗，樹立一批成功的售電公司典型，培育若干個售電公司品牌，發揮典型引路的示范作用。同時，抓好增量配電業務改革試點，推動第一批試點項目盡快落地、早日見效，并在總結第一批試點經驗的基礎上適時開展第二批試點。
電改成績顯著
“改革主體責任全面落實，多模式試點格局初步形成。云南、貴州等21個省（區、市）開展了電力體制改革綜合試點，重慶、廣東等9個省（區、市）和新疆生產建設兵團開展了售電側改革試點，電力體制改革試點已經覆蓋除西藏以外的所有省（區、市），形成了以綜合試點為主、多模式探索的格局。”國家發改委經濟體制綜合改革司巡視員王強7月25日的媒體吹風會上介紹。
記者從國家發改委了解到，輸配電價改革實現省級電網全覆蓋，為多方直接交易奠定了堅實基礎。2016年底，出臺了《省級電網輸配電價定價辦法》，科學、規范、透明的電網輸配電價監管框架體系初步建立。
截至目前，已批復輸配電價水平的第一批、第二批共18個省級電網及深圳電網，累計核減電網準許收入300多億元，降價空間全部用于降低工商業電價水平，減輕實體經濟負擔。
“第三批14個省級電網輸配電價核定工作已基本完成，近期各省級價格主管部門將向社會公布。”王強介紹，電力交易機構組建工作已基本完成，區域層面，組建了北京、廣州電力交易中心，成立了市場管理委員會。
省級層面，除海南以外，全國其他省份均建立了電力交易機構，其中云南、貴州、廣東、廣西、山西、湖北、重慶等地組建了股份制交易機構。為確保體現各類市場主體意愿，維護市場的公平、公開、公正，北京、廣州電力交易中心以及貴州、云南、蒙東、蒙西、江蘇、陜西、安徽、上海、廣西、吉林、遼寧、廣東、新疆、山西、甘肅等15個電力交易中心已組建電力市場管理委員會，其他地區也在積極推動電力市場管理委員會的組建工作。
兩年來，電改加快放開配售電業務，售電側市場競爭機制初步建立。出臺了《售電公司準入與退出管理辦法》和《有序放開配電網業務管理辦法》，建立了市場主體準入退出機制和以信用監管為核心的新型監管制度。
“截至目前，全國在電力交易機構注冊的售電公司已有1859家，改革有效激發了市場活力，為電力用戶提供了多樣化的選擇和不斷優化增值的服務。”國家能源局法制和體制改革司司長梁昌新在7月25日電改媒體吹風會上介紹，國家鼓勵符合準入條件的電力用戶參與市場化交易，已有13000多家電力用戶通過市場化交易降低了用電成本，釋放了改革紅利。
在引入社會資本參與增量配電業務方面，第一批推出了106個試點項目，建立了多元主體參與的競爭機制。“目前，第一批試點項目正在開展項目規劃編制、項目業主確定、申請電力業務許可證等工作。”王強說。
在有序放開發用電計劃方面，下述數據充分印證了市場化交易初具規模。2016年，全國包括直接交易在內的市場化交易電量突破1萬億千瓦時，約占全社會用電量的19%。其中，直接交易電量接近8000億千瓦時，同比增長85%。2017年1—6月，各地簽訂直接交易年度、月度合同以及交易平臺集中交易電量累計9500億千瓦時左右，已執行的合同度電平均降價4.7分。預計2017年全年電力直接交易電量規模約1.2萬億千瓦時，同比增長約50%。
諸多改革問題待解
電力體制改革雖然取得了初步成效，但不可否認，改革中還存在著一些比較突出的問題。
首先是市場化交易面臨區域壁壘。
在電力普遍供過于求的情況下，一些地方封閉發展的觀念重新強化，融入全國性、區域性電力市場積極性不高。“有的省份有意壓制省間交易規模，擔心規模太大沖擊當地電廠；少數地區甚至直接發文將交易電量直接分配到電廠，或要求本地的電力用戶在市場化交易中必須選擇本地電廠，嚴重破壞了電力市場的完整性。”王強說。
其次是行政干預市場化定價的問題比較嚴重。
一些高耗能產業占比較高的地方在穩增長目標驅動下，不僅默許不符合要求的高耗能企業參與直接交易，而且違背市場定價原則，采取行政手段人為降低電價，支持高耗能企業發展，致使國家對高耗能企業實行差別電價的政策形同虛設、難以落實。
再次是清潔能源消納工作需要進一步加強。
經過各方努力，今年上半年棄風棄光問題呈現好轉趨勢，但還是比較突出。1—5月，全國棄風電量216億千瓦時，同比減少75億千瓦時，平均棄風率14.3%，同比下降7.6個百分點；1—5月，全國棄光電量32.8億千瓦時，同比減少4.6億千瓦時，平均棄光率8.1%，同比下降4.8個百分點。下一步，需要建立解決可再生能源消納問題長效機制。
此外，自備電廠管理還有待進一步規范。
自備電廠主要集中在鋼鐵、電解鋁、石油化工和水泥等高載能行業，部分機組能效環保水平偏低，與高效環保的公用大容量機組差距明顯；在承擔社會責任方面，自備電廠普遍未按規定繳納政府性基金及附加，以及應承擔的政策性交叉補貼；部分自備電廠還存在參與調峰積極性不高，執行調度紀律不嚴，運行管理有待改進等問題。
王強表示，為進一步深化電力體制改革，將加快放開發用電計劃。在保障無議價能力用戶正常用電基礎上，加快放開其他購電主體參與市場交易，引導需求側放開規模與發電側相匹配。2017年，全國市場化交易電量力爭達到全社會用電量的35%以上。
梁昌新表示，下一步，國家將規范電力中長期交易，逐步減少燃煤發電企業計劃電量，新建煤電機組原則上不再安排發電計劃，推動各地不斷提高市場化交易比重，降低企業用能成本。
記者從國家發改委了解到，未來國家將加快放開配售電業務。積極培育售電側市場主體，總結一些地方放開配售電業務的經驗，樹立一批成功的售電公司典型，培育若干個售電公司品牌，發揮典型引路的示范作用。同時，抓好增量配電業務改革試點，推動第一批試點項目盡快落地、早日見效，并在總結第一批試點經驗的基礎上適時開展第二批試點。
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