2月3日，首批12家企业与重庆两江长兴电力有限公司在重庆签订售电协议。这标志着重庆售电侧改革试点迈入实质性实施阶段。重庆作为首批售电侧改革试点，开始正式启动售电侧改革。
此次签约达成2016年度售电量1.3亿千瓦时，用电企业平均签约电价每千瓦时0.6元，至少降低企业用电成本2600万元。
不得不说，重庆从12月初成为试点，到开始推动售电侧改革可谓迅速。同时，新电改方案下发后，全国各地都在积极成立售电公司，还有多个省份正在争取成为售电侧改革试点。
2015年可以说是新电改的元年。去年3月15日，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》出台，时隔十二年，新电改再次正式拉开帷幕。到去年11月30日，国家发改委和能源局公布了6个新电改配套文件，新电改进入全面实施阶段。进入2016年，将是新电改各项配套措施落实的一年，新电改开始加速前进。
需要一提的是，发改委还强调，发布6个配套文件，将推动未来电改试点以三类形式分别推进。第一类是电改综合试点。第二类是售电侧改革试点，目前重庆、广东已经成为售电侧改革试点。第三类是从2014年底就已经开始的输配电价改革试点，目前已经有深圳、蒙西、安徽、湖北、宁夏、云南、贵州等7个省份参与其中。
5号文大刀阔斧却无疾而终，9号文毕其功于一役引领体制革命2002年第一轮电力体制改革启动，改革纲领性文件“5号文”对不仅在体制上拆分国家电力公司为五大发电集团和两大电网公司，打破发输配售一体化垂直垄断局面，在制度层面上意图在中国建立电力市场。但在过程中进展并不顺利，体制性变革完成但市场化改革未竞。2015年第二轮电力体制改革启动，9号文对五号文既有继承又有发扬，以“管住中间，放开两头”为改革方向，旨在建立发电侧和售电侧两个市场。
根据新电改精神和即将下发的电改“5+1”核心配套文件，本轮电力体制改革的亮点主要集中在三个方面：1)放开发电计划，促进发电侧市场竞争，实现优胜劣汰由市场决定电力价格。2)建立电力市场，建设电力交易中心，保障用户直接交易权利。3)售电侧改革放开，促进售电竞争。这三大改革红利释放改革红利千亿级以上，对整个电力行业上下游均能够带来体制性变革。
2020年全国电力市场初步建设完毕本轮电力市场化改革决策层决心坚定，改革配套措施将陆续下发，预计电力市场化已经是大势所趋，售电侧和发电侧两个市场将逐步打开，形成竞争最终由市场决定资源配置，但在进度上，近一两年内仍将以部分试点为主，考虑到电力体制改革的复杂性，分析认为本轮改革不会一蹴而就，2020年左右全国性的电力市场将会初步建成，在这之前，发电侧和售电侧市场会逐步打开，本轮改革对于发电类公用事业型公司将产生快速直接影响，而对于电力设备行业影响更为深刻，但偏长期性。
应从五大方面把握体制性变革机会：1)关注具有竞争力,充分受益于发电侧竞争的电力运营商；2)关注电改对新能源产业带来的发展机遇；3)短期应关注电改试点区域内的受益标的；4)关注拥有配电网资产的地方小电网公司；5)把握能源互联网长期发展趋势。
《关于有序放开发用电计划的实施意见》和《关于推进电力市场建设的实施意见》明确要求有序放开发用电计划，坚持风能、太阳能、生物质能等清洁可再生能源优先上网和认真落实可再生能源发电保障性收购制度，并明确提出可再生能源发电的年度安排原则，使可再生能源电力拥有了类似于火电的“计划电量”，是对可再生能源优先发电权的承认和保障。
事实上，虽然《可再生能源法》和《节能调度管理办法》等法律法规都明确规定了可再生能源的优先调度、全额保障性收购等原则，但很长一段时间以来，这些保障措施往往都只停留在纸面上。而且，在现有电力体制下，火电项目由政府审批，电价由政府确定，电量有计划保证，这三者一方面赋予了火电事实上的优先权，另一方面又确保了火电的收益水平。
此外，《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》还提出推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电，要求自备电厂根据自身负荷和机组特性提供调峰等辅助服务，并在风、光、水等资源富集地区，采用市场化机制引导拥有燃煤自备电厂的企业减少自发自用电量，增加市场购电量，逐步实现可再生能源替代燃煤发电。燃煤必备电厂与普通燃煤电厂一样，并不拥有优先特权，理应参与调峰，平等履行社会责任，为节能减排做贡献。 来源：电缆网
