进入2013年，资源产品价格改革进程不断加快，难度日益加大，在油气价格逐步理顺的情况下，电价改革更是成为重中之重。5月“电价改革”内容被写入发展和改革委《关于2013年深化经济体制改革重点工作的意见》，业界普遍认为这是我国新一轮电力体制改革重启的起点，作为电改核心的“电价”，也成为今年国家一系列相关政策的落脚点。

　　今年内，我国推进了多项涉及发电侧上网电价和售电侧销售电价两个方面的价格改革。这些新政为进一步发挥电力价格杠杆作用，促进电力体制改革，实现节能减排和经济结构及能源结构调整，提高经济增长质量和效益都创造了有利条件。

　　——发电侧:利用价格手段力促“环保”发电

　　今年有关发电侧的电改政策中，“环保”的概念处处得以体现。首先，针对传统的燃煤发电，发改委宣布自9月25日起将脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高至1分钱，并开始对发电企业的除尘成本予以适当补偿。众所周知，二氧化硫、氮氧化物、烟粉尘、挥发性有机物等是影响空气中PM2.5浓度的主要污染物，而这些污染物总排放量的近50%来自燃煤电厂。业界普遍认为，至此形成的“脱硫、脱硝、除尘”三方面的电价补贴政策，共同构成了我国火电上网较为完整的环保电价体系，将为燃煤发电企业切实缓解环保成本的压力，更可谓是对减少大气污染排放最实质性的措施。

　　其次，通过价格的手段优化电源结构，加大扶持新能源发电。推动环保电价的同时，发改委同时还再次宣布提高可再生能源电价附加征收标准，以满足对可再生能源补贴资金需求的快速增长。据发改委有关负责人介绍称，我国可再生能源附加征收标准从2006年的每千瓦时0.1分钱逐步提高到现行的每千瓦时0.8分钱，但目前筹集的资金难以满足补贴资金需求的迅速增长，若不进一步提高标准，预计2015年可再生能源电价附加资金缺口将达到330亿元左右。这对可再生能源发电企业电费结算和整个产业的健康发展将产生严重的不利影响。因此，国家决定将可再生能源电价附加标准由现行每千瓦时0.8分钱提高至1.5分钱。
与此同时，国家也在光伏、核电等具体领域进一步继续推行标杆上网电价，强调充分发挥市场机制在新能源发电行业中的作用:7月将现行核电上网电价由个别定价改为对新建核电机组实行标杆上网电价政策；9月又进一步完善了分资源区制定的光伏电站标杆电价。这些政策将有利于在新能源发电的发展过程中利用价格信号引导投资，实现新能源发电产业的合理布局和资源的优化配置。

　　——售电侧:简化电价分类，鼓励用户直购

　　与发电侧相对应，年内国家在售电侧的电价改革方面也进行了多方探索。

　　规范销售电价分类结构，推动差别定价机制。发改委7月提出规范销售电价分类结构，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，把现行居民生活、非居民照明、商业、非工业、普通工业、大工业、农业生产用电价格等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，每个类别之下再按照用电负荷特性进行分档。

　　业界分析认为，简化销售电价分类的改革既明晰了电力普遍服务的责任，同时也增加了其他用户的电价选择权，有利于减少交叉补贴，促进公平负担；而在不同分类下按电压等级分档定价，能更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。

　　鼓励用户直购，建立市场化价格联动机制。8月新组建的国家能源局发布通知，根据国务院办公厅“取消和下放包括行政项目审批权”的要求，有关部门对于电力直接交易试点将不再进行行政审批；2013年10月28日，国家工信部和能源局又联合发布《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。在政策推动之下，此前仅在小规模试点的直购电模式开始在全国范围内逐渐扩容。

　　用户直购电模式是指大用户与发电企业或独立供电企业直接签订购销合同，进行电力购销交易的一种特殊行为，以供需直接见面为主要特征。用电企业和发电企业直接对接，一方面增加用电企业的自主选择权，另一方面也促进了发电企业间的有效竞争，更加有利于通过市场形成和建立科学合理的电价机制。同时，由于直购电绕开了电网的“售电垄断”，更被业内看做是推进电力改革的重要突破口之一。

　　——电价改革深化仍亟待推动

　　当前，“促成市场化的电价形成机制，建立以竞价上网为核心的电价体系”已经成为电价改革较为明晰的努力目标。根据此前的媒体报道，正在酝酿中的新电改草案将把“推广直购电”和“对电网企业进行改革”作为推动“竞价上网”市场化电价机制的切入点。

　　尽管新路径下包括价改在内的电力体制改革势在必行，却也依旧面临重重挑战，因而业内也更加期待即将召开的十八届三中全会能够为改革定调，推动电价改革与电力体制改革的协调深化。