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　　《經濟參考報》記者從5月27日國家電網公司二季度新聞發布會上了解到，其經營范圍內安徽、湖北、寧夏、陜西、湖南、北京、冀北、河北、山西、天津、江西等11家省級電網輸配電價標準已獲得國家發改委批復執行；除西藏外的其余15家省級電網正處于輸配電價測算階段，預計6月底前批復實施。

　　同時，在電力市場建設方面，按照地方政府批復方案，國家電網公司組建27家省級電力交易中心，其中山西、湖北、重慶采取股份制形式。同時，截至目前，上海、江蘇、安徽、吉林、陜西、甘肅、蒙東、遼寧等8省已完成電力市場管理委員會組建，山西、新疆、河南等3省出臺了電力市場管理委員會組建方案。

　　此外，全國第一批105個增量配電業務改革試點項目也在加快推進。國家電網公司專職新聞發言人、外聯部副主任王延芳介紹說，各省公司積極以混合所有制形式，與意向投資主體和社會資本協商洽談，部分試點項目達成初步投資意向。并且積極支持服務售電業務放開，研究提出關于以混合所有制方式解決中央企業電力自供區歷史遺留問題的報告并報國務院國資委。

　　改革的成效開始顯現。國家電網公司提供的數據顯示，2016年通過出臺各種措施，年降低用戶用能成本超過1400億元。其中：已核定輸配電價的省份年降低工商業用戶電費超過110億元；嚴格執行國家發改委調整兩部制電價執行方式政策，年降低企業基本電費超過130億元；充分發揮交易平臺作用，擴大發電企業、電力用戶直接交易規模，年降低企業電費超過300億元；嚴格落實國家煤電聯動等電價調整政策，將上游環節降價幅度及時傳遞給用電企業，3次降低工商業用電價格合計年降價金額900億元。

　　“2017年，國家電網公司將堅決貫徹國務院常務會議精神，在落實好前期已出臺涉企減負政策的基礎上，執行好新一批降費措施，包括：全面推進剩余省級電網輸配電價改革；停止向鐵路運輸企業收取電氣化鐵路還貸電價；擴大發電企業和用戶直接交易規模；停止征收城市公用事業附加費等。” 王延芳透露。

　　據國家電網公司財務部價格處處長呂棟介紹，目前每度電費中國家級政府基金或附加費有7項，約占到銷售電價的6%左右。

　　同時，交易機構組建完成后，積極開展市場化交易，市場主體參與交易的積極性極大提高。2017年1-4月，國家電網公司經營區域總交易電量完成12356億千瓦時，同比增長6.9%。其中，中長期合同電量10134億千瓦時，占總電量的82.05%；市場交易電量2222億千瓦時，同比增長73.1%。市場交易電量中，電力直接交易電量1706億千瓦時，減少用戶電費支出67億元。自2016年以來，完成市場化交易電量10129億千瓦時，減少用戶電費支出373億元，有效釋放了改革紅利。

　　此外，多買多賣市場競爭格局初步形成。目前，國家電網公司經營區域內共有發電企業、電力用戶、售電公司三類、合計37769家市場主體在交易平臺進行了注冊，參與了有關市場交易。其中，共注冊發電企業26628家，電力用戶10181家，注冊生效售電公司960家，正在公示售電公司222家，多買多賣市場格局初步形成。

　　值得一提的是，電改在新能源的消納方面也發揮了作用。國家電網新聞發言人、發展部副主任張正陵介紹介紹說，國家電網公司在實施新能源全網統一調度、強制消納的同時，還組織開展臨時現貨交易。在國家相關政策沒有完全出臺情況下，率先試點棄風棄光跨區現貨交易，充分利用現有通道裕度，累計組織交易近1000筆，外送電量18.5億千瓦時。此外，在東北積極推動輔助服務市場，提高煤電企業參與調峰的積極性。東北通過輔助服務市場，增加新能源發電量6億千瓦時。

　　在此之下，2017年1～4月，國家電網公司經營區域內共消納風電、太陽能發電等新能源電量1006億千瓦時，同比增長37%；累計棄風電量147億千瓦時，同比減少36億千瓦時；棄風率16.5%，同比下降7.2個百分點；棄光率9.2%，同比下降5.3個百分點。

　　不過，值得注意的是，當前全國電力市場建設中還存在著一些障礙。國家電網公司體改辦副主任魏玢告訴《經濟參考報》記者，目前國網公司經營區域內主要是開展省內交易，未來再逐步形成全國統一的電力市場。而目前在電力消費低迷的情況下，省間壁壘明顯增強。同時，國家下發了文件，加快推進發用電計劃的放開，這具體由各省政府來負責，這其中方案的制定要考慮電網運行的需要。此外，電力市場的建設要有一個整體設計。