2016年是“十三五”开局之年，也是能源市场化改革向纵深推进的一年。今年以来，电力、天然气、光伏等领域改革措施多点开花。而改革是最大的红利，一系列改革使市场迎来重大机遇，也为我国能源结构调整和可持续发展打下制度基础。
电力市场化——势如破竹
以2015年3月发布的《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(简称中发“9号文”)为标志，新一轮电力体制改革开启。上一轮电改还要追溯到2002年的国发“5号文”，当时提出“厂网分开、竞价上网、打破垄断、引入竞争”四步走的思路。除了第一步迅速实现之外，后三步基本原地踏步，不了了之。可见时隔13年后重启的“新电改”，本身就是破冰之举。并且“新电改”在2016年里更是取得了势如破竹的进展。
新一轮电力体制改革的总体思路是“管住中间，放开两头”，推进市场化。输配电价改革就是“管住中间”的关键改革措施，即打破电网在买电和卖电的双重垄断，从过去的“吃两头、赚差价”，改为在准许成本加合理收益原则下收取“过网费”。
今年3月份，在新电改一周年之际，国家发改委召开新闻发布会表示，第一批参与输配电价改革试点的五省区电网企业第一个监管周期(2016-2018年)的准许收入和输配电价水平，五省区输配电价降价空间达到55.6亿元。第一批输配电价改革试点成果落地，表明我国已初步建立了以电网有效资产为基础，保障电网安全运行、满足电力市场需要的独立输配电价机制。
9月，发改委大幅扩围输配电价改革试点范围，蒙东、辽宁、吉林、黑龙江、上海、江苏、浙江、福建、山东、河南、海南、甘肃、青海、新疆等14个省级电网纳入试点，还将于2017年在西藏电网，华东、华中、东北、西北等区域电网开展试点工作。
此外，今年以来，电力市场交易中心也在全国范围内如雨后春笋一般密集成立。电力市场交易中心为电力市场化交易提供平台，是给买卖双方“牵线”的重要媒介。据中国网财经不完全统计，继3月份北京、广州两大国家级电力交易中心成立之后，国家电网旗下23家省级电力市场交易中心相继揭牌成立，南方电网旗下广东、昆明电力市场交易中心揭牌成立(2014年、2015年分别成立云南、贵州电力市场交易中心)。电力市场交易中心的密集成立，标志着我国电力市场化改革提速。
12月初，发改委又向市场释放了一大利好，切出了增量配电网的“蛋糕”。国家发改委等部门发布了《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》，确定延庆智能配电网等105个项目为第一批增量配电业务改革试点项目，并明确试点项目应当向符合条件的市场主体公平开放，通过招标等市场化方式公开、公平、公正优选确定项目业主，同时鼓励电网企业与社会资本通过股权合作等方式成立产权多元化公司参与竞争。这标志着电改进一步提速，未来配网公司有望加速进军增量配电网市场。
油气市场化——稳步推进
今年3月，国务院批转了国家发改委拟写的《关于2016年深化经济体制改革重点工作的意见》，《意见》提出“出台深化石油天然气体制改革的若干意见及配套政策”。年初至今，我国已出台多个相关改革措施，稳步推进，为油气改革方案铺路。
今年10月，国家发改委公布《天然气管道运输价格管理办法(试行)》和《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》，明确按照“准许成本加合理收益”的原则定价，给予投资收益率8%，而且明确要求经营天然气管输的企业原则上应将管道运输业务与其他业务分离，暂不能实现业务分离的，应当实现管道运输业务财务独立核算。这标志着天然气价格改革将迈出“管住中间”的第一步。
此后“三桶油”陆续公布了旗下油气管网资产信息，这具有标志性意义。因为早在2014年2月，能源局就发布了《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》，但是这两年多以来“三桶油”并没有公开管网信息。今年“三桶油”终于公开相关信息，意味着管网改革终于有了实质性进展。
11月10日，国家发改委下发《关于推进化肥用气价格市场化改革的通知》，放开化肥用气价格。化肥用气价格放开后，从定价范围看，除陆上管道气供城市燃气门站价格实行政府指导价外，其他所有用户用气价格均已实现市场化。从气量上看，化肥用气价格放开后，除少量涉及民生的居民用气外，占消费总量80%以上的非居民用气门站价格主要由企业自主协商决定。
据经济参考报报道，目前深化石油天然气体制改革的若干意见已经过数轮修改，近期有业内人士透露将在年内出台，最终改革目标是“十三五”期间实现政府只监管自然垄断的管网输配气价格，气源和销售价格两头放开。
11月15日，国家发改委表示，决定在福建省开展天然气门站价格市场化改革试点，这是天然气市场化改革试点第一个试点落地。11月26日，上海石油天然气交易中心起转入正式运行，标志着我国能源市场化改革迈向纵深。
这些油气领域改革措施环环相扣又如此密集的公布，意味着距离油气改革总体方案的出台已经不远。8月时，国家能源局曾公布《中共国家能源局党组关于巡视整改情况的通报》，称将“稳步推进石油天然气体制改革，配合国家发展改革委推动《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》于2016年底前出台。”
可再生能源市场化——激励企业练好内功
多年来，为了促进可再生能源发展，增强企业投资积极性，我国光伏发电、风电等一直享受政策性电价。以光伏为例，2011年时国家发改委首次公布光伏电价政策，统一核定为1.15元/千瓦时；2013年时发改委将全国分为三类太阳能资源区，相应的标杆电价分别为0.90元/千瓦时、0.95元/千瓦时、1.0元/千瓦时；2016年标杆电价再次调整为0.80元/千瓦时、0.88元/千瓦时、0.98元/千瓦时。
下一页>但随着光伏、风电装机量越来越大，补贴金额开始入不敷出。按照现行规定，可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加解决。国家发改委近年来多次上调该项电价附加征收标准，但补贴仍然存在巨大缺口。在9月份召开的首届德令哈光热大会上，国家能源局新能源和可再生能源司新能源处副处长邢翼腾表示，到今年年底，可再生能源补贴缺口将达到600亿元。“这600亿缺口从哪里出，现在仍然不知道。”邢翼腾称。
因此，无论是从激励企业提高核心竞争力来说，还是从补贴金额的支付能力来说，可再生能源电价补贴下调都是大趋势。企业必须逐渐脱离政府补贴的扶持，练好内功，参与到市场竞争中来。
在光伏行业方面，今年5月30日国家发改委、能源局联合下发《关于完善光伏发电规模管理和实施竞争方式配置项目的指导意见》，明确要求光伏发电领跑者基地“必须采取招标或竞争性比选等方式配置项目，且电价(或度电补贴额度)应作为主要竞争条件”。由此，光伏上网电价引入了市场竞价机制。
另外，业内广泛流传着一份文件，即9月底时国家发改委下发了《关于调整新能源标杆上网电价的通知(征求意见稿)》，拟将2017年光伏上网标杆电价由原来的0.80元/千瓦时、0.88元/千瓦时、0.98元/千瓦时下调为0.55元/千瓦时、0.65元/千瓦时、0.75元/千瓦时。这一降幅之大也超出行业预期。
在风电行业方面，11月份发布的《风电发展“十三五”规划》也提出要建立优胜劣汰的市场竞争机制，规范地方政府行为，纠正“资源换产业”等不正当行政干预。规范风电项投资开发秩序，杜绝企业违规买卖核准文件、擅自变更投资主体等行为，建立企业不良行为记录制度、负面清单等管理制度，形成市场淘汰机制。
