2016年是“十三五”開局之年，也是能源市場化改革向縱深推進的一年。今年以來，電力、天然氣、光伏等領域改革措施多點開花。而改革是大的紅利，一系列改革使市場迎來重大機遇，也為我國能源結構調整和可持續發展打下制度基礎。

電力市場化——勢如破竹

以2015年3月發布的《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(簡稱中發“9號文”)為標志，新一輪電力體制改革開啟。上一輪電改還要追溯到2002年的國發“5號文”，當時提出“廠網分開、競價上網、打破壟斷、引入競爭”四步走的思路。除了第一步迅速實現之外，后三步基本原地踏步，不了了之?？梢姇r隔13年后重啟的“新電改”，本身就是破冰之舉。并且“新電改”在2016年里更是取得了勢如破竹的進展。

新一輪電力體制改革的總體思路是“管住中間，放開兩頭”，推進市場化。輸配電價改革就是“管住中間”的關鍵改革措施，即打破電網在買電和賣電的雙重壟斷，從過去的“吃兩頭、賺差價”，改為在準許成本加合理收益原則下收取“過網費”。

今年3月份，在新電改一周年之際，國家發改委召開新聞發布會表示，第一批參與輸配電價改革試點的五省區電網企業第一個監管周期(2016-2018年)的準許收入和輸配電價水平，五省區輸配電價降價空間達到55.6億元。第一批輸配電價改革試點成果落地，表明我國已初步建立了以電網有效資產為基礎，保障電網安全運行、滿足電力市場需要的獨立輸配電價機制。

9月，發改委大幅擴圍輸配電價改革試點范圍，蒙東、遼寧、吉林、黑龍江、上海、江蘇、浙江、福建、山東、河南、海南、甘肅、青海、新疆等14個省級電網納入試點，還將于2017年在西藏電網，華東、華中、東北、西北等區域電網開展試點工作。

此外，今年以來，電力市場交易中心也在全國范圍內如雨后春筍一般密集成立。電力市場交易中心為電力市場化交易提供平臺，是給買賣雙方“牽線”的重要媒介。據中國網財經不完全統計，繼3月份北京、廣州兩大國家級電力交易中心成立之后，國家電網旗下23家省級電力市場交易中心相繼揭牌成立，南方電網旗下廣東、昆明電力市場交易中心揭牌成立(2014年、2015年分別成立云南、貴州電力市場交易中心)。電力市場交易中心的密集成立，標志著我國電力市場化改革提速。

12月初，發改委又向市場釋放了一大利好，切出了增量配電網的“蛋糕”。國家發改委等部門發布了《關于規范開展增量配電業務改革試點的通知》，確定延慶智能配電網等105個項目為第一批增量配電業務改革試點項目，并明確試點項目應當向符合條件的市場主體公平開放，通過招標等市場化方式公開、公平、公正優選確定項目業主，同時鼓勵電網企業與社會資本通過股權合作等方式成立產權多元化公司參與競爭。這標志著電改進一步提速，未來配網公司有望加速進軍增量配電網市場。

油氣市場化——穩步推進

今年3月，國務院批轉了國家發改委擬寫的《關于2016年深化經濟體制改革重點工作的意見》，《意見》提出“出臺深化石油天然氣體制改革的若干意見及配套政策”。年初至今，我國已出臺多個相關改革措施，穩步推進，為油氣改革方案鋪路。

今年10月，國家發改委公布《天然氣管道運輸價格管理辦法(試行)》和《天然氣管道運輸定價成本監審辦法(試行)》，明確按照“準許成本加合理收益”的原則定價，給予投資收益率8%，而且明確要求經營天然氣管輸的企業原則上應將管道運輸業務與其他業務分離，暫不能實現業務分離的，應當實現管道運輸業務財務獨立核算。這標志著天然氣價格改革將邁出“管住中間”的第一步。

此后“三桶油”陸續公布了旗下油氣管網資產信息，這具有標志性意義。因為早在2014年2月，能源局就發布了《油氣管網設施公平開放監管辦法(試行)》，但是這兩年多以來“三桶油”并沒有公開管網信息。今年“三桶油”終于公開相關信息，意味著管網改革終于有了實質性進展。

11月10日，國家發改委下發《關于推進化肥用氣價格市場化改革的通知》，放開化肥用氣價格?；视脷鈨r格放開后，從定價范圍看，除陸上管道氣供城市燃氣門站價格實行政府指導價外，其他所有用戶用氣價格均已實現市場化。從氣量上看，化肥用氣價格放開后，除少量涉及民生的居民用氣外，占消費總量80%以上的非居民用氣門站價格主要由企業自主協商決定。

據經濟參考報報道，目前深化石油天然氣體制改革的若干意見已經過數輪修改，近期有業內人士透露將在年內出臺，終改革目標是“十三五”期間實現政府只監管自然壟斷的管網輸配氣價格，氣源和銷售價格兩頭放開。

11月15日，國家發改委表示，決定在福建省開展天然氣門站價格市場化改革試點，這是天然氣市場化改革試點第一個試點落地。11月26日，上海石油天然氣交易中心起轉入正式運行，標志著我國能源市場化改革邁向縱深。

這些油氣領域改革措施環環相扣又如此密集的公布，意味著距離油氣改革總體方案的出臺已經不遠。8月時，國家能源局曾公布《中共國家能源局黨組關于巡視整改情況的通報》，稱將“穩步推進石油天然氣體制改革，配合國家發展改革委推動《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》于2016年底前出臺。”

可再生能源市場化——激勵企業練好內功

多年來，為了促進可再生能源發展，增強企業投資積極性，我國光伏發電、風電等一直享受政策性電價。以光伏為例，2011年時國家發改委首次公布光伏電價政策，統一核定為1.15元/千瓦時；2013年時發改委將全國分為三類太陽能資源區，相應的標桿電價分別為0.90元/千瓦時、0.95元/千瓦時、1.0元/千瓦時；2016年標桿電價再次調整為0.80元/千瓦時、0.88元/千瓦時、0.98元/千瓦時。

但隨著光伏、風電裝機量越來越大，補貼金額開始入不敷出。按照現行規定，可再生能源發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，通過全國征收的可再生能源電價附加解決。國家發改委近年來多次上調該項電價附加征收標準，但補貼仍然存在巨大缺口。在9月份召開的首屆德令哈光熱大會上，國家能源局新能源和可再生能源司新能源處副處長邢翼騰表示，到今年年底，可再生能源補貼缺口將達到600億元?！斑@600億缺口從哪里出，現在仍然不知道。”邢翼騰稱。

因此，無論是從激勵企業提高核心競爭力來說，還是從補貼金額的支付能力來說，可再生能源電價補貼下調都是大趨勢。企業必須逐漸脫離政府補貼的扶持，練好內功，參與到市場競爭中來。

在光伏行業方面，今年5月30日國家發改委、能源局聯合下發《關于完善光伏發電規模管理和實施競爭方式配置項目的指導意見》，明確要求光伏發電領跑者基地“必須采取招標或競爭性比選等方式配置項目，且電價(或度電補貼額度)應作為主要競爭條件”。由此，光伏上網電價引入了市場競價機制。

另外，業內廣泛流傳著一份文件，即9月底時國家發改委下發了《關于調整新能源標桿上網電價的通知(征求意見稿)》，擬將2017年光伏上網標桿電價由原來的0.80元/千瓦時、0.88元/千瓦時、0.98元/千瓦時下調為0.55元/千瓦時、0.65元/千瓦時、0.75元/千瓦時。這一降幅之大也超出行業預期。

在風電行業方面，11月份發布的《風電發展“十三五”規劃》也提出要建立優勝劣汰的市場競爭機制，規范地方政府行為，糾正“資源換產業”等不正當行政干預。規范風電項投資開發秩序，杜絕企業違規買賣核準文件、擅自變更投資主體等行為，建立企業不良行為記錄制度、負面清單等管理制度，形成市場淘汰機制。