电力改革刻不容缓——2013年电力市场回顾

无论大用户直购电的强势推行，还是电价改革的不断推进，电力改革的推进已经被证明刻不容缓。十八届三中全会《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》正被业界认为是电力体制改革重启的标志性事件。

和其他能源行业一样，2013年中国电力市场是伴随着改革之声开始的。

2013年能源行业最大的事件莫过重组国家能源局、改革能源管理体制。年初，在国务院机构改革的框架下，国务院将原国家能源局、电监会的职责整合，重新组建新的国家能源局。

在这样的大背景下，能源领域简政放权成为主题词——国务院取消和下放行政审批目录中能源项目共20余项，电力领域包括下放非主要河流的水电项目审批，下放风电、太阳能等新能源审批。

以被誉为新一轮电力改革突破口的大用户直购电为例，2002年《电力体制改革方案》首次提出开展大用户直购电试点，2004年确定《电力用户直接向发电企业购电试点的暂行办法》，直购电改革并不如预想顺利，真正注入鲜活力量的是2013年的能源简政放权。

2013年3月，国务院下发《取消下放第一批行政审批事项通知》，明确取消电力用户向发电企业直接交易的行政审批。两个月后的5月18日，国务院批转发改委《关于2013年深化经济体制改革重点工作的意见》，其中明确提出“推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点”。

5月23日，国家能源局随即发布公告称，取消或下放一批涉及能源领域的行政审批事项，其中包括取消电力用户向发电企业直接购电试点的行政审批，强调权力和责任同步下放，监管同步强化。

8月，国家能源局又下发了《当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，提出电力直接交易实行东中西部差别化准入政策。电力直接交易试点，国家有关部门不再进行行政审批，要减少干预，发挥市场在资源配置中的基础作用。此举避免了下放行政审批以后造成的无序。

10月，国家能源局、工信部发布《关于规范电力用户与发电企业直接交易的通知》，明确提出支持各地开展规范的电力用户与发电企业直接交易，并要求纠正各种变相的让利优惠行为，加强监督管理。

按照此前国务院发展研究中心在其“383”改革方案的建议，大用户直购电被寄予了厚望——引入大用户直购电，建立实时竞争发电市场，开展“竞价上网”，形成以双边合同市场为主、实时竞争市场为辅的竞争性电力市场，同时推进电价形成机制改革。

正如上文所说的，大用户直购电改革只是其中一个突破口。从高层来看，电力改革推进刻不容缓。十八届三中全会《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》就被业界认为是电力体制改革重启的标志性事件。

《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》指出，国有资本继续控股经营的自然垄断行业，进一步破除各种形式的行政垄断。推进水、石油、天然气、电力等领域价格改革，放开竞争性环节价格。

2013年电价方面的变化有着多种因素影响，应对雾霾，节能减排，考虑电力企业生存等等，但无论如何，国家主管电价主管部门开始在市场化方面做出了一些探索，这也为未来的电价改革铺平了道路。

国家发改委在2013年6月初下发通知，决定逐步调整销售电价分类结构，规范各类销售电价的适用范围。通知提出，将现行主要依据行业、用途分类，逐步调整为按用电负荷特性为主分类，把现行8大类销售电价，逐步归并为居民生活、农业生产、工商业及其它用电价格3个用电类别，每个类别再按用电负荷特性进行分档。

相关学者认为，推进简化销售电价分类改革，建立结构清晰、比价合理、繁简适当的销售电价分类结构体系，有利于促进公平负担，减少交叉补贴，促进电力用户公平负担；在不同分类下按电压等级分档定价，有利于更加科学地反映不同电力用户用电特性和供电成本差异，更大程度发挥价格信号调节市场供求的作用；

2013年7月，国家发改委发布《核电上网电价机制有关问题的通知》，部署完善核电上网电价机制，规定2013年1月1日后投产的核电机组，上网电价将由“个别定价”改为“标杆电价”政策，全国统一为0.43元/千瓦时。

核电学者对此颇为赞赏，认为核电标杆电价是电力体制改革的一个重要发展，核电电价机制改革的重要步骤，目的是促使核电更加有利于产业化发展，更加能融入中国电力市场。

发挥市场在价格形成中基础性作用，不仅体现在“调整销售电价分类结构，规范各类销售电价的适用范围”以及核电标杆电价方面，

2013年，发改委通过对电价的调整，进一步强化了对节能减排的影响。比如，从2013年1月1日开始，我国将脱硝电价试点范围由14个省的部分燃煤发电机组，扩大为全国所有燃煤发电机组，脱硝电价标准为每千瓦时0．8分钱。

为利用电煤价格下降腾出的电价空间，发改委提高可再生能源电价附加、脱硝电价标准，新增除尘电价，以支持可再生能源发展，鼓励燃煤发电企业进行脱硝、除尘改造，改善大气质量。

从2013年9月25日起，国家将除居民生活和农业生产用电之外的其他用电可再生能源电价附加标准由每千瓦时0.8分钱提高到1.5分钱；将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高到1分钱；对烟尘排放浓度低于30毫克/立方米（重点地区20毫克/立方米）的燃煤发电企业实行每千瓦时0.2分钱的电价补偿。9月30日，国家发改委下调火电企业上网电价，除新疆和云南外，其余地区每千瓦时下调0.9分-2.5分。

显然，政府释放的信号就是，通过进一步完善环保电价政策和健全环保电价体系，发展清洁化的产业。