刚刚过去的2016年是电力行业改革转型的一年。电力装机严重过剩，煤电建设的大刹车，火电环保的再加码，电煤价格突涨，电力体制改革的推进，都使得这一年充满变数。回顾2016年，在过去12个月，我们都看到了哪些变化?

年初：电改推进

2015年电改9号文的下发为电力市场的体制改革拉开了大幕。在2016年伊始，电改的步伐进一步加快：1月，继云南、贵州两省之后，山西省电力体制改革综合试点获得批复;3月1日，北京电力交易中心、广州电力交易中心两大国家级挂牌成立。此后，各个省级电力交易中心纷纷挂牌成立，目前已有31个省级行政单位成立了交易中心。

下半年，电力体制改革综合试点也进一步拓大，在全年已有21个省级行政单位的电力体制改革综合试点得到批复。在具体的试点方案中，各省在输配电价核定，电力交易机制，发用电计划的放开等具体计划又各有不同。

2016年，电力直接交易也在各个省(市、自治区)中一步步扩大。发改委发布的数据显示，2016年全国电力直接交易由2015年4300亿千瓦时扩大到约7000亿千瓦时，每千瓦时平均降低6.4分钱，年减轻企业用电成本约450亿元。通过直接交易的形式，电价机制改革的过程中“降成本”的目标得到了有力推动。

四月：煤电刹车

三月底，国家发改委、国家能源局联合下发特急文件，督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐，提出要“取消一批、缓核一批、缓减一批”，其中13省暂缓核准项目，15省须缓建自用项目。4月21日，国家能源局组织召开电视电话会，进一步介绍了国家发改委、能源局下发的《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知》、《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》等三份文件。一直在狂飙突进的煤电行业自四月起，开始了“刹车”去产能的过程。

六月：超低排放改造

6月28日，国家能源局、环境保护部发布了关于印发2016年各省(区、市)煤电超低排放和节能改造目标任务的通知，提出了2016年各省(区、市)煤电超低排放和节能改造目标任务要求，将各省的改造任务分解细化，提出2016年全国计划将进去超低排放25436万千瓦。

而在此之前，超低排放已经是一个热门话题了。在第十二届全国人民代表大会第四次会议上，国务院总理李克强作2016年政府工作报告时提及燃煤电厂超低排放和节能改造：“加强煤炭清洁高效利用，推进以电代煤、以气代煤。全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造。”在环保压力日趋增大的2016年，对火电的超低排放改造已然是大势所趋的发展。

七月：灵活性改造

随着新能源的发展，火电的调峰功能也进一步得到挖掘。针对于此，7月4日，国家能源局对外发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》。《通知》中说明：经电规总院比选，综合考虑项目业主、所在地区、机组类型、机组容量等因素，确定丹东电厂等16个项目为提升火电灵活性改造试点项目。这些试点项目分布于辽宁、吉林、黑龙江、内蒙古、河北、广西等省区，涉及华能、大唐、华电、国电、国电投、神华、国投电力、铁法煤业等多家发电集团。在抽水蓄能、燃气机组与水电机组等具有调峰能力的电源之外，煤电机组作为调峰电源是提高我国电力系统调节能力的重要一步。

八月：“三弃”问题加剧

八月，云南开始开展2016年云南省弃水弃风弃光专项监管。规划不衔接，水电建设大幅度超前，消纳与外送之间长期摇摆不定，导致弃水问题日益严重。除了云南之外，三北地区的“三弃”问题在2016年也是越来越严重。数据显示，2016上半年，新疆、甘肃弃风高达45%和47%。前10个月全国弃风弃光弃水电量共达到980亿千瓦时。上半年，仅弃风电量就高达323亿千瓦时，逼近去年全年弃风电量。

“重建设、轻利用”是新能源与当下电力市场的无法协调之痛。12月，国家发改委发布《可再生能源发展“十三五”规划》，规划提出，破解可再生能源发展的体制机制障碍，着力解决弃水弃风弃光等难题，解决“三弃”问题将是未来几年都值得关注的事件。

九月：电企亏损

在火电发电小时数持续下跌，加上煤炭成本提高的影响下，煤电企业的经营业绩在2016年第三季度开始出现了亏损。五大发电集团的上市公司第三季度的利润同比前年纷纷下跌。其中跌幅最大的是大唐发电，2016年前三季度亏损31.45亿元，下降幅度达到187.69%;下降幅度最少的国电电力下降幅度也有4.02%。

装机过剩、新能源份额的上升、改造成本的上升一直都是煤电企业近年来面临的问题。但在前一年煤价低迷的前提下，这些问题并没有影响到盈利率。而在2016年第三季度后，煤电企业如何面对高煤价，也是2017年煤电行业的一大看点。

十月：售电公司兴起

随着电改进程的推进，社会资本开始进入到售电行业中。售电公司在过去一年中数量迅速增加。据不完全统计，已有3000余家企业的经营范围涉及到了售电领域。而在10月，发改委、能源局印发《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》给售电公司的准入条件、准入程序与退出方式给予明确规则：明确售电公司资产总额不得低於2,000万元人民币，并可以采取多种方式通过电力市场售电。

售电公司这一电力市场的新鲜事物开始作为主体参与到电力交易中，在未来如何布局盈利将是售电公司将更多考虑的问题。

十一月：电煤长协

11月8日华电、国电投签订中长期合同。11月11日,神华集团、中煤集团与华能集团、大唐集团、国电集团在京签订2017年电煤中长期合同。五大发电集团至此已全部与神华、中煤签订了中长期合同。随着煤炭价格上升，煤电企业生产成本平均上升了0.04元至0.06元/千瓦时。煤价的上涨导致发电成本拓大与发电企业的亏损。

为了让煤价稳定在一定区间，避免大起大落，主管部门以最大力度的政策支持鼓励电力企业与煤炭企业之间签订与用户签订有量、有价、有规模的长协合同。国家发改委、国务院国资委表示鼓励支持双方签订中长期合同，将在安全高效先进产能释放中，优先支持签订中长期合同的企业。中国铁路总公司表示，将在运力上优先保障，为合同履约创造良好条件。

11月30日，国家发改委、国务院国资委联合发布了《关于加强市场监管和公共服务保障煤炭中长期合同履行的意见》，提出了12条具体意见，从保障机制、考核、履约激励、失信惩罚和行业自律等几个方面提高煤炭中长期合同的履约率，以此保障煤炭稳定供应和价格平稳。

随着电力市场的建设能否得到有效的解决办法，恐怕也要在2017年才能得出答案。

十一月：电力发展“十三五”规划

11月7日，国家发改委、国家能源局召开新闻发布会，对外正式发布《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》。在“十一五”、“十二五”都没有发布电力发展规划的情况下，这次的“十三五”规划是十五年后再次公开的五年规划。

《规划》从供应能力、电源结构、电网发展、综合调节能力、节能减排、民生用电保障、科技装备发展、电力体制改革等8个方面绘制了电力发展的“十三五”蓝图：2020年，预期全社会用电量6.8-7.2万亿千瓦时，全国发电装机容量20亿千瓦，人均装机突破1.4千瓦，接近中等发达国家水平。另外针对火电市场则提出了：严格控制煤电规划，建设全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内;力争淘汰火电落后产能2000万千瓦以上;2020年将全面启动电力现货交易市场等任务。

作为2016年至2020年这期间内电力发展的行动纲领和编制相关专项规划的指导文件、布局重大电力项目的依据，电力发展“十三五”规划提供了一个电力行业未来几年较为清晰可考的雏形，也反应了当下发展的思路。如何实现、完成规划则是接下来电力行业发展的参与者需要开始计划的事情。

十二月：输配电价改革

十二月，国家发改委颁布了《省级电网输配电价定价方法(试行)》这是我国历史上第一个针对超大网络型自然垄断电网行业的定价办法。标志着国家已初步建立起科学、规范、透明的电网输配电价监管框架体系，对电网企业的监管进入制度化监管的新阶段。

此前，国家发展改革委和国家能源局联合印发了《输配电定价成本监审办法(试行)》,明确了输配电定价成本构成、归集办法以及主要指标核定标准。开始推进输配电价改革，建立对电网企业的成本约束机制。

输配电价改革通过这两个文件有了科学化、规范化的制度保障，这也是在2017年进一步深化电力体制改革迈出的坚实一步。