2017年4季度，新出台的电力行业政策主要涉及加强电力市场监管、推进电力体制改革、调整光伏发电价格、促进西南地区水电消纳及解决弃水弃风弃光问题五个方面。具体来看，第一，加强监管促进电企提升供电服务质量和效率；建立监测机制引导光伏产业健康有序发展。第二，全面推进电力安全生产领域改革；规范开展第二批增量配电业务改革试点。第三，2018年光伏发电项目价格上调。第四，政策助力促西南地区水电消纳。第五，新政破解弃水弃风弃光困局，多举措提高可再生能源利用水平。
参考观研天下发布《2018-2023年中国电力行业市场发展动向调查与未来发展方向研究报告》
总体来看，《方案》要求围绕提升供电服务质量和效率开展监管工作，促进供电企业不断提升供电服务水平，切实解决人民群众反映强烈的用电诉求，保障人民群众方便、快捷、高效用电。作为能源市场监管的重要领域，2017年，电力市场监管工作稳步有序推进，主要围绕以下重点工作展开：第一，组织开展《电力供应与使用条例》监管法规制修订工作；研究制修订《供电监管办法》、《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》、《电力市场监管实施办法（暂行）》等。第二，加强用电报装工作监管，组织开展供电监管和用户受电工程市场秩序监管，积极开展电力争议纠纷调解和裁决工作。第四，努力创新电力监管工作方式，加强电力监管业务学习培训，加强对电力监管工作的统筹协调，全面加强党的建设。
2.国家能源局建立监测机制引导光伏产业健康有序发展
2017年12月14日，国家能源局发布了《关于建立市场环境监测评价机制引导光伏产业健康有序发展的通知》（简称《通知》）。《通知》指出要全面开展监测评价工作。对于存在多个光伏发电标杆上网电价资源区的省级行政区域，按资源区分别进行评价。监测评价采取分析全省统计资料和抽样调查光伏发电企业相结合的方式开展。监测评价对象为普通光伏电站和领跑基地项目，不含光伏扶贫村级电站和分布式光伏系统。
《通知》还提出要定期发布监测评价结果。国家可再生能源信息管理中心负责光伏发电市场环境监测评价具体工作，按季度统计发布动态监测数据；国家能源局每年一季度发布上年度监测评价结果。省级能源主管部门督促相关光伏发电企业按要求每季度通过国家可再生能源发电项目信息管理系统及时报送监测评价需要的相关数据。
2、电力体制改革取得新进展
1.全面推进电力安全生产领域改革
为进一步推进电力安全生产领域改革发展，落实电力企业主体责任，完善电力安全生产监督管理机制，保障电力系统安全稳定运行，防范和遏制重特大事故的发生，2017年11月17日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于推进电力安全生产领域改革发展的实施意见》（简称《实施意见》）。《实施意见》明确，企业履行电力安全生产主体责任；行业履行电力安全生产监管法定责任，即国家能源局及其派出机构履行电力行业安全生产监督管理责任，指导地方电力管理等有关部门加强电力生产管理相关工作；地方履行电力安全生产法定责任，即按照“管行业必须管安全、管业务必须管安全、管生产经营必须管安全”的原则，地方各级政府电力管理等有关部门履行地方电力安全管理责任，将安全生产工作作为行业管理的重要内容，督促指导电力企业落实安全生产主体责任，加强电力安全生产管理。
长期以来，我国电力安全生产始终保持了总体稳定的良好态势，但在国民经济和社会发展的新形势下，依旧暴露出一些突出问题，尤其近年来电力安全造成的特别重大人身伤亡事故，再一次给电力安全生产敲响警钟，因此，保证电力安全至关重要。
2.规范开展第二批增量配电业务改革试点
2015年我国配网改造行动计划大幕正在开启，《配电网建设改造行动计划（2015-2020年）》显示2015年-2020年我国配电网建设改造投资将不低于2万亿元，“十三五”期间我国配电网改造累计投资将不低于1.7万亿元；2016年第一批105个试点项目总投资额达到500亿-1000亿元。但是与发达国家配网、输电网投资比例（约在1.5∶1左右）相比，我国配网投资占比仍有一定差距。为进一步推进增量配电业务改革，鼓励社会资本有序投资、运营增量配电网，促进配电网建设发展，2017年11月21日，国家发展改革委、国家能源局联合下发了《关于规范开展第二批增量配电业务改革试点的通知》（简称《通知》）。《通知》就规范开展增量配电业务改革试点提出了5项要求，并确定秦皇岛经济技术开发区试点项目等89个项目为第二批增量配电业务改革试点，覆盖全国23个省自治区和新疆生产建设兵团。至此，全国增量配电业务改革试点增加到195个。对比第一批增量配电业务改革内容，此次《通知》突出三大亮点：
一是划定试点项目的供电范围，界限清晰、责任明确避免重复建设、防止交叉供电，确保电力供应安全可靠。《通知》明确了增量配电网范围原则上指110千伏及以下电压等级电网和220（330）千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网，不涉及220千伏及以上输电网建设。
二是四个“不得”规范配电网运营。《通知》明确试点项目涉及的增量配电网应与公用电网相连，不得孤网运行。试点项目内不得以常规机组“拉专线”的方式向用户直接供电，不得依托常规机组建局域网、微电网，不得依托自备电厂建设增量配电网，防止以规避社会责任为代价营造低成本优势。禁止将公用电厂转为自备电厂。
三是强调了公平公开原则。《通知》强调试点项目应向符合条件的市场主体公平开放，不得指定投资主体。其中，已投资、建设和运营的存量配电网，由项目投资者向地方能源管理部门申请作为配电网项目业主，不再履行招标程序；所有新增配电网项目，均通过招标等市场化方式公开、公平、公正优选确定项目业主。
作为新一轮电力体制改革的重要组成部分，有序放开配电网业务对于逐步打破垄断，构建竞争性电力市场体系有重要意义。
3、光伏发电价格调整政策落地
2017年12月22日，国家发展改革委发布了《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》（简称《通知》）。《通知》明确降低2018年光伏发电价格，积极支持光伏扶贫，逐步完善通过市场形成价格的机制等具体政策。同时，针对分布式光伏发电项目的补贴标准四年来首次下调。
《通知》规定，2018年1月1日之后投运的光伏电站，一类、二类、三类资源区标杆电价分别降低为每千瓦时0.55元、0.65元和0.75元，比2017年电价每千瓦时均下调0.1元。2018年1月1日之后投运的分布式光伏发电，对“自发自用、余电上网”模式，全电量补贴标准降低为每千瓦时0.37元，比现行补贴标准每千瓦时下调0.05元。
《通知》指出，为积极支持光伏扶贫，助力打赢脱贫攻坚战，更好地保障贫困户收益，保持村级光伏扶贫电站（0.5兆瓦及以下）标杆电价、户用分布式光伏扶贫项目度电补贴标准不降低。即村级光伏扶贫电站一类、二类、三类资源区标杆电价分别为每千瓦时0.65元、0.75元和0.85元，户用分布式光伏扶贫项目度电补贴标准为0.42元。
近年来，在一系列利好政策的支持下，我国光伏产业快速复苏，景气度不断提升，企业成本快速下降。此次调整后的标杆上网电价，不仅进一步促进全国各地按国家有关规定开展光伏发电就近消纳配电价格改革和市场化招标定价试点，逐步完善通过市场发现价格的机制，还有利地保障光伏发电项目获得合理收益，保障新能源项目投资吸引力，促进光伏全产业链持续健康发展。
4、西南地区水电消纳政策出台
为有效解决西南地区弃水问题，实现水电资源的充分利用和优化配置，2017年10月24日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于促进西南地区水电消纳的通知》(简称《通知》)，针对西南地区弃水问题作出进一步部署。《通知》要求从加强规划引导和全局统筹，促进电源电网协调发展；完善价格机制，提高水电竞争力；建立市场和鼓励政策等长效机制，促进水电消纳三个方面提出十条要求。一是加强规划统筹。二是加快规划内的水电送出通道建设。三是加强水火互济的输电通道规划和建设。四是加强国家电网与南方电网输电通道规划和建设。五是加快推进龙头水库建设。六是调整富余水电消纳的价格机制。七是研究完善跨省跨区输配电价机制。八是建立健全市场化消纳机制。九是制定鼓励水电消纳的节能绿色低碳政策。十是优化流域水库群联合调度。
得益于得天独厚的资源禀赋，西南地区一直是我国重要的水电基地。据统计，截至2016年，我国水电装机容量3.3亿千瓦（含抽水蓄能2669万千瓦），其中，四川7246万千瓦、云南6096万千瓦，合计占比约40.4%。如果再算上川、滇偏僻山区不可计数的小水电装机，这一比例还会有所增长。
尽管《水电发展“十三五”规划》中已明确表示，“弃水严重的四川、云南两省，除水电扶贫工程外，‘十三五’暂停小水电和无调节性能的中型水电开发”。然而，根据《水电发展“十三五”规划》，至2020年，我国将基本建成长江上游、黄河上游、乌江、南盘江红水河、雅砻江、大渡河六大水电基地。届时，作为大型水电基地的重点建设区域，四川、云南两省的水电装机必将迈上新的台阶。按照此次发布的《通知》，四川省、云南省政府有关部门要结合电力供需形势，优化两省电力“十三五”发展目标，科学安排在建项目开发时序，保持水电、风电、太阳能等合理发展规模，力争“十三五”后期不再新增弃水问题。
由此可以看出，《通知》的出台旨在有效解决西南地区弃水问题，实现水电资源的充分利用和优化配置，推进能源结构转型升级。
5、多措并举解决弃水弃风弃光问题
近年来，我国新能源发展迅猛。截止到2017年11月，全国水电装机达到3.0亿千瓦，位居世界首位。风电并网容量连续7年领跑全球，截止2017年11月，全国风电并网装机1.6亿千瓦。从2013年起，我国太阳能产业成为全球最大的新增光伏应用市场，2015、2016年连续两年位居世界首位。但是，我国弃水弃风弃光问题依旧存在。国家能源局数据显示，2017年前三季度，我国弃风、弃光率分别为12%和5.6%，整体虽较去年有所下降，但局部地区弃风、弃光问题依然严峻。为推进能源生产和消费革命，尽快解决弃水弃风弃光问题，2017年11月8日，国家发展改革委、国家能源局印发了《解决弃水弃风弃光问题实施方案》（简称《实施方案》）。《实施方案》明确采取有效措施提高可再生能源利用水平，推动解决弃水弃风弃光问题取得实际成效。
《实施方案》指出要强化能源相关规划的约束力和执行力，加强事中事后监管，建立健全可再生能源电力消纳监督考核机制。进一步加强可再生能源电力生产地区与消费地区协调联动，在全国层面统筹好电力供需之间、各电力品种之间、各地区之间的衔接平衡。坚持集中式与分布式并举，着力优化可再生能源电力开发布局，统筹火电与可再生能源电力发展，合理把握可再生能源电力发展规模和节奏。
《实施方案》还提出要完善可再生能源开发利用机制，充分发挥电网关键平台作用，加快优化电源结构与布局，多渠道拓展可再生能源电力本地消纳，加快完善市场机制与政策体系等。到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。
自2016年起，国家有关部门即陆续发文提出提高可再生能源消纳比例，但均是采取单一方式。此次《实施方案》最大亮点是第一次全面梳理可再生能源消纳措施，全方位多措并举进一步降低新能源限电水平，为可再生能源持续健康发展创造良好的市场环境，从而提升下游运营企业的盈利能力。
参考观研天下发布《2018-2023年中国电力行业市场发展动向调查与未来发展方向研究报告》
1、电力市场监管稳步推进，国家能源局促进电企提升供电服务质量和效率
近年来，国家能源局在能源行业监管工作方面取得了明显成效，积累了宝贵经验。2017年，能源市场监管有序推进。为进一步落实《关于贯彻落实全国深化简政放权放管结合优化服务改革电视电话会议重点任务分工方案的通知》要求，促进供电等公用事业单位提升服务质量和效率，2017年9月30日，国家能源局印发了《加强监管促进供电企业提升供电服务质量和效率工作方案》（以下简称《方案》）。《方案》明确了工作目标、工作内容、工作方式、具体安排和工作要求，并对供电企业提升供电服务质量和效率工作做出详细部署。总体来看，《方案》要求围绕提升供电服务质量和效率开展监管工作，促进供电企业不断提升供电服务水平，切实解决人民群众反映强烈的用电诉求，保障人民群众方便、快捷、高效用电。作为能源市场监管的重要领域，2017年，电力市场监管工作稳步有序推进，主要围绕以下重点工作展开：第一，组织开展《电力供应与使用条例》监管法规制修订工作；研究制修订《供电监管办法》、《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》、《电力市场监管实施办法（暂行）》等。第二，加强用电报装工作监管，组织开展供电监管和用户受电工程市场秩序监管，积极开展电力争议纠纷调解和裁决工作。第四，努力创新电力监管工作方式，加强电力监管业务学习培训，加强对电力监管工作的统筹协调，全面加强党的建设。
2.国家能源局建立监测机制引导光伏产业健康有序发展
2017年12月14日，国家能源局发布了《关于建立市场环境监测评价机制引导光伏产业健康有序发展的通知》（简称《通知》）。《通知》指出要全面开展监测评价工作。对于存在多个光伏发电标杆上网电价资源区的省级行政区域，按资源区分别进行评价。监测评价采取分析全省统计资料和抽样调查光伏发电企业相结合的方式开展。监测评价对象为普通光伏电站和领跑基地项目，不含光伏扶贫村级电站和分布式光伏系统。
《通知》还提出要定期发布监测评价结果。国家可再生能源信息管理中心负责光伏发电市场环境监测评价具体工作，按季度统计发布动态监测数据；国家能源局每年一季度发布上年度监测评价结果。省级能源主管部门督促相关光伏发电企业按要求每季度通过国家可再生能源发电项目信息管理系统及时报送监测评价需要的相关数据。
2、电力体制改革取得新进展
1.全面推进电力安全生产领域改革
为进一步推进电力安全生产领域改革发展，落实电力企业主体责任，完善电力安全生产监督管理机制，保障电力系统安全稳定运行，防范和遏制重特大事故的发生，2017年11月17日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于推进电力安全生产领域改革发展的实施意见》（简称《实施意见》）。《实施意见》明确，企业履行电力安全生产主体责任；行业履行电力安全生产监管法定责任，即国家能源局及其派出机构履行电力行业安全生产监督管理责任，指导地方电力管理等有关部门加强电力生产管理相关工作；地方履行电力安全生产法定责任，即按照“管行业必须管安全、管业务必须管安全、管生产经营必须管安全”的原则，地方各级政府电力管理等有关部门履行地方电力安全管理责任，将安全生产工作作为行业管理的重要内容，督促指导电力企业落实安全生产主体责任，加强电力安全生产管理。
长期以来，我国电力安全生产始终保持了总体稳定的良好态势，但在国民经济和社会发展的新形势下，依旧暴露出一些突出问题，尤其近年来电力安全造成的特别重大人身伤亡事故，再一次给电力安全生产敲响警钟，因此，保证电力安全至关重要。
2.规范开展第二批增量配电业务改革试点
2015年我国配网改造行动计划大幕正在开启，《配电网建设改造行动计划（2015-2020年）》显示2015年-2020年我国配电网建设改造投资将不低于2万亿元，“十三五”期间我国配电网改造累计投资将不低于1.7万亿元；2016年第一批105个试点项目总投资额达到500亿-1000亿元。但是与发达国家配网、输电网投资比例（约在1.5∶1左右）相比，我国配网投资占比仍有一定差距。为进一步推进增量配电业务改革，鼓励社会资本有序投资、运营增量配电网，促进配电网建设发展，2017年11月21日，国家发展改革委、国家能源局联合下发了《关于规范开展第二批增量配电业务改革试点的通知》（简称《通知》）。《通知》就规范开展增量配电业务改革试点提出了5项要求，并确定秦皇岛经济技术开发区试点项目等89个项目为第二批增量配电业务改革试点，覆盖全国23个省自治区和新疆生产建设兵团。至此，全国增量配电业务改革试点增加到195个。对比第一批增量配电业务改革内容，此次《通知》突出三大亮点：
一是划定试点项目的供电范围，界限清晰、责任明确避免重复建设、防止交叉供电，确保电力供应安全可靠。《通知》明确了增量配电网范围原则上指110千伏及以下电压等级电网和220（330）千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网，不涉及220千伏及以上输电网建设。
二是四个“不得”规范配电网运营。《通知》明确试点项目涉及的增量配电网应与公用电网相连，不得孤网运行。试点项目内不得以常规机组“拉专线”的方式向用户直接供电，不得依托常规机组建局域网、微电网，不得依托自备电厂建设增量配电网，防止以规避社会责任为代价营造低成本优势。禁止将公用电厂转为自备电厂。
三是强调了公平公开原则。《通知》强调试点项目应向符合条件的市场主体公平开放，不得指定投资主体。其中，已投资、建设和运营的存量配电网，由项目投资者向地方能源管理部门申请作为配电网项目业主，不再履行招标程序；所有新增配电网项目，均通过招标等市场化方式公开、公平、公正优选确定项目业主。
作为新一轮电力体制改革的重要组成部分，有序放开配电网业务对于逐步打破垄断，构建竞争性电力市场体系有重要意义。
3、光伏发电价格调整政策落地
2017年12月22日，国家发展改革委发布了《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》（简称《通知》）。《通知》明确降低2018年光伏发电价格，积极支持光伏扶贫，逐步完善通过市场形成价格的机制等具体政策。同时，针对分布式光伏发电项目的补贴标准四年来首次下调。
《通知》规定，2018年1月1日之后投运的光伏电站，一类、二类、三类资源区标杆电价分别降低为每千瓦时0.55元、0.65元和0.75元，比2017年电价每千瓦时均下调0.1元。2018年1月1日之后投运的分布式光伏发电，对“自发自用、余电上网”模式，全电量补贴标准降低为每千瓦时0.37元，比现行补贴标准每千瓦时下调0.05元。
《通知》指出，为积极支持光伏扶贫，助力打赢脱贫攻坚战，更好地保障贫困户收益，保持村级光伏扶贫电站（0.5兆瓦及以下）标杆电价、户用分布式光伏扶贫项目度电补贴标准不降低。即村级光伏扶贫电站一类、二类、三类资源区标杆电价分别为每千瓦时0.65元、0.75元和0.85元，户用分布式光伏扶贫项目度电补贴标准为0.42元。
近年来，在一系列利好政策的支持下，我国光伏产业快速复苏，景气度不断提升，企业成本快速下降。此次调整后的标杆上网电价，不仅进一步促进全国各地按国家有关规定开展光伏发电就近消纳配电价格改革和市场化招标定价试点，逐步完善通过市场发现价格的机制，还有利地保障光伏发电项目获得合理收益，保障新能源项目投资吸引力，促进光伏全产业链持续健康发展。
4、西南地区水电消纳政策出台
为有效解决西南地区弃水问题，实现水电资源的充分利用和优化配置，2017年10月24日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于促进西南地区水电消纳的通知》(简称《通知》)，针对西南地区弃水问题作出进一步部署。《通知》要求从加强规划引导和全局统筹，促进电源电网协调发展；完善价格机制，提高水电竞争力；建立市场和鼓励政策等长效机制，促进水电消纳三个方面提出十条要求。一是加强规划统筹。二是加快规划内的水电送出通道建设。三是加强水火互济的输电通道规划和建设。四是加强国家电网与南方电网输电通道规划和建设。五是加快推进龙头水库建设。六是调整富余水电消纳的价格机制。七是研究完善跨省跨区输配电价机制。八是建立健全市场化消纳机制。九是制定鼓励水电消纳的节能绿色低碳政策。十是优化流域水库群联合调度。
得益于得天独厚的资源禀赋，西南地区一直是我国重要的水电基地。据统计，截至2016年，我国水电装机容量3.3亿千瓦（含抽水蓄能2669万千瓦），其中，四川7246万千瓦、云南6096万千瓦，合计占比约40.4%。如果再算上川、滇偏僻山区不可计数的小水电装机，这一比例还会有所增长。
尽管《水电发展“十三五”规划》中已明确表示，“弃水严重的四川、云南两省，除水电扶贫工程外，‘十三五’暂停小水电和无调节性能的中型水电开发”。然而，根据《水电发展“十三五”规划》，至2020年，我国将基本建成长江上游、黄河上游、乌江、南盘江红水河、雅砻江、大渡河六大水电基地。届时，作为大型水电基地的重点建设区域，四川、云南两省的水电装机必将迈上新的台阶。按照此次发布的《通知》，四川省、云南省政府有关部门要结合电力供需形势，优化两省电力“十三五”发展目标，科学安排在建项目开发时序，保持水电、风电、太阳能等合理发展规模，力争“十三五”后期不再新增弃水问题。
由此可以看出，《通知》的出台旨在有效解决西南地区弃水问题，实现水电资源的充分利用和优化配置，推进能源结构转型升级。
5、多措并举解决弃水弃风弃光问题
近年来，我国新能源发展迅猛。截止到2017年11月，全国水电装机达到3.0亿千瓦，位居世界首位。风电并网容量连续7年领跑全球，截止2017年11月，全国风电并网装机1.6亿千瓦。从2013年起，我国太阳能产业成为全球最大的新增光伏应用市场，2015、2016年连续两年位居世界首位。但是，我国弃水弃风弃光问题依旧存在。国家能源局数据显示，2017年前三季度，我国弃风、弃光率分别为12%和5.6%，整体虽较去年有所下降，但局部地区弃风、弃光问题依然严峻。为推进能源生产和消费革命，尽快解决弃水弃风弃光问题，2017年11月8日，国家发展改革委、国家能源局印发了《解决弃水弃风弃光问题实施方案》（简称《实施方案》）。《实施方案》明确采取有效措施提高可再生能源利用水平，推动解决弃水弃风弃光问题取得实际成效。
《实施方案》指出要强化能源相关规划的约束力和执行力，加强事中事后监管，建立健全可再生能源电力消纳监督考核机制。进一步加强可再生能源电力生产地区与消费地区协调联动，在全国层面统筹好电力供需之间、各电力品种之间、各地区之间的衔接平衡。坚持集中式与分布式并举，着力优化可再生能源电力开发布局，统筹火电与可再生能源电力发展，合理把握可再生能源电力发展规模和节奏。
《实施方案》还提出要完善可再生能源开发利用机制，充分发挥电网关键平台作用，加快优化电源结构与布局，多渠道拓展可再生能源电力本地消纳，加快完善市场机制与政策体系等。到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。
自2016年起，国家有关部门即陆续发文提出提高可再生能源消纳比例，但均是采取单一方式。此次《实施方案》最大亮点是第一次全面梳理可再生能源消纳措施，全方位多措并举进一步降低新能源限电水平，为可再生能源持续健康发展创造良好的市场环境，从而提升下游运营企业的盈利能力。
资料来源：观研天下整理，转载请注明出处（GYSXM）
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