2020年1季度，新出台的电力行业政策主要涉及电力体制改革、新能源发电、电力安全监管、电力业务许可管理及疫情防控电价政策五个方面。具体来看，一是电力体制改革持续深化。随着修订后的《省级电网输配电价定价办法》和《区域电网输电价格定价办法》印发，输配电价定价机制进一步完善；电力交易机构独立规范运行有序推进，电力市场化建设更进一步。二是新能源发电政策频出。三部委出台意见推进可再生能源发电行业稳定健康发展，2020年风电、光伏发电项目建设管理思路明确，2020年光伏发电上网电价政策公布，2020年度风电投资监测预警结果和2019年度光伏发电市场环境监测评价结果出炉。三是国家能源局对2020年电力安全监管重点任务进行部署，电力安全监管继续加强。四是为贯彻落实“放管服”改革精神，电力业务许可管理进一步优化。五是为支持企业复工复产、共渡难关，降低企业用电成本政策相继出台。

一、电力体制改革持续深化

1、输配电价定价机制进一步完善

为贯彻落实《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》（中发〔2015〕9号）、《关于推进价格机制改革的若干意见》（中发〔2015〕28号）决策部署，持续深化电价改革，进一步提升输配电价核定的规范性、合理性，完善输配电价定价机制，国家发展改革委在深入总结第一监管周期输配电价改革实践，积极借鉴国际输配电价监管经验的基础上，对《省级电网输配电价定价办法》和《区域电网输电价格定价办法》进行修订，并于2020年1月19日印发。

其中，《省级电网输配电价定价办法》的修订突出了四个方面：一是强化了合理约束。通过设置效率指标控制新增投资、完善准许收益率指标、严格认定可计提收益的有效资产、压缩营运资本等，进一步强化对电网企业的合理约束。二是细化了核价范围。明确省级电网输配电价与区域电网输电价格的边界、省内用户和“网对网”省外购电用户对省级电网准许收入的分担责任等，以体现“谁受益、谁负担”的原则，提供合理过网费信号。三是优化了电价结构。明确分电压等级输配电价的计算公式、准许成本和准许收益归集、分摊的方法，以及两部制电价构成等，以提升输配电价结构的科学性、可操作性。四是实化了监测制度。建立准许收入变化年度统计机制，健全电网企业定期信息报送制度等，强化对输配电价执行情况的跟踪监测。

《区域电网输电价格定价办法》的修订强调了四个“进一步”：一是进一步厘清了定义范围。明确区域电网输电价格为区域电网运营区域共用网络提供电量输送、系统安全、可靠性服务的价格，以更清晰地反映区域电网的运行主体、物理范围和功能分类。二是进一步明确了核价原则。明确区域电网输电价格核定，应坚持提升电网效率、合理分摊成本、促进电力交易、严格规范政府定价行为，以为区域电网输电价格核定提供遵循。三是进一步改进了核价方法。完善了容量电费和电量电费比例的计算方法，由采用物理指标调整为采用成本指标，以体现成本加成原则，增强定价的准确性和可操作性。四是进一步完善了核价公式。提出了区域电网容量电费在区域内省级电网间分摊的具体公式，并充分考虑京津唐电网特殊性，对华北电网分摊公式作了优化，提升了分摊的公平性、可操作性和透明度。

《省级电网输配电价定价办法》和《区域电网输电价格定价办法》的修订出台，有利于科学核定电网输配电价，为进一步深化输配电价改革、扩大电力市场化交易奠定基础；有利于促进电网企业加强内部管理、降本增效，为降低实体经济用电成本创造条件；有利于改进政府对电网企业的价格监管，进一步提升输配电价核定的制度化、规范化水平，标志着我国输配电价监管政策体系框架的初步完善。

2、电力交易机构独立规范运行有序推进

作为新一轮电力体制改革的产物，目前我国电力交易机构虽逐步完善，但仍存在诸如功能职能定位不明确、股份制改造缓慢、市场管理委员会作用受限、人力资源薄弱、经费来源不确定等突出问题，为此，国家发展改革委和国家能源局于2020年2月18日联合印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》（简称《实施意见》），从总体要求和主要目标，进一步厘清交易机构、市场管理委员会和调度机构的职能定位，完善电力交易规则制定程序，加快推进交易机构股份制改造，规范交易机构的人员、资产和财务管理等八个方面对推进电力交易机构独立规范运行相关工作进行部署。具体来看：

《实施意见》明确了我国电力交易组织体系建设的分阶段目标和任务。《实施意见》提出，2020年底前，区域性交易机构和省（自治区、直辖市）交易机构的股权结构进一步优化、交易规则有效衔接，与调度机构职能划分清晰、业务配合有序。2022年底前，各地结合实际情况进一步规范完善市场框架、交易规则、交易品种等，京津冀、长三角、珠三角等地区的交易机构相互融合，适应区域经济一体化要求的电力市场初步形成。2025年底前，基本建成主体规范、功能完备、品种齐全、高效协同、全国统一的电力交易组织体系。另外，根据《实施意见》，2020年上半年，北京、广州2家区域性交易机构和省（自治区、直辖市）交易机构中电网企业持股比例全部降至80%以下，2020年底前电网企业持股比例降至50%以下。

《实施意见》界定了各方的权利和责任。《实施意见》明确交易机构承担面向市场主体的注册管理、市场申报、中长期交易组织、信息公开、结算服务和交易平台建设等业务；具备条件的地区，还可探索由交易机构负责日前交易的组织形式。调度机构承担了电网实际运行的协调职能，负责现货交易的组织工作，同时以保障电网安全稳定和 经济运行为基础，依法依规落实市场交易结果；政府有关部门及派出机构具有推进交易机构独立规范运行的职能，并在市场管理委员会的协助下，监督和纠正交易机 构不规范行为。

《实施意见》规范了市场规则制定和交易组织程序。《实施意见》重点强调了规则的制定应遵循“公开、公平、公正”的原则。其中，基本规则及跨省区规则的制定方由政府相关部门会同包括交易机构在内的多方成员共同组成；交易细则的制定在基本规则的框架下开展，由派出机构和地方政府起草，并明确了市场管理委员会对规则的初步审议职能，交易机构可提出规则完善的建议。在交易组织中，《实施意见》对交易机构与调度机构的紧密协调运作提出了明确要求，在市场运营、信息发布、结果反馈及交易计划制定等方面要实现通力配合，确保电力交易满足安全约束条件。

此外，在规范交易机构的人员、资产和财务管理方面，《实施意见》要求交易机构的董事会成员由各股东单位推荐，不得同时兼任市场管理委员会成员；高级管理人员可由股东单位推荐、董事会聘任，也可由董事会市场化选聘；自2020年起，交易机构新进普通工作人员一律市场化选聘。在健全信息共享和安全保障机制方面，《实施意见》要求国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司在各自经营范围内统一交易系统平台，统一建设灾备系统，建立数据共享机制，北京、广州等区域性交易机构负责系统平台维护管理和相关数据汇总。在加强专业化监管体系建设方面，《实施意见》在指出国家发展改革委、国家能源局及派出机构、各地方政府相关部门要建立健全对交易机构的专业化监管制度的同时，强调发展第三方专业评估机构，形成政府监管与外部监督密切配合的综合监管体系。

推进电力交易机构独立规范运行是进一步深化电力体制改革的重要内容，对构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，形成适应市场要求的电价机制具有重要意义。《实施意见》为进一步提升电力交易机构的独立性和规范性确立了根本遵循和行动方向，有利于进一步推进电力交易机构独立规范运行，完善公开透明的电力市场交易平台，为深入推进电力体制改革奠定坚实基础。

二、新能源发电政策频出

1、新管理机制促非水可再生能源发电健康发展

近年来，通过从电价中征收可再生能源电价附加的方式筹集资金，对上网电量给予电价补贴，有力支持了我国可再生能源发电的快速发展。截至2019年底，全国累计风电装机2.1亿千瓦，光伏发电2亿千瓦，生物质发电2254万千瓦，为实现2020年我国非化石能源占一次能源消费总量比重的15%目标提供了有力支撑。当前，非水可再生能源发电已进入产业转型升级和技术进步的关键期，风电、光伏等可再生能源发电已基本具备与煤电等传统能源平价的条件，但与此同时，相关管理机制亟需进行调整，以更好适应可再生能源行业发展现状，实现可再生能源向平价上网的平稳过渡。为此，财政部、国家发展改革委、国家能源局于2020年1月22日联合发布了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（简称《意见》），要求从完善现行补贴方式、完善市场配置资源和补贴退坡机制、优化补贴兑付流程及加强组织领导等方面推进可再生能源发电行业稳定健康发展。

总体来看，《意见》主要明确了四方面内容：一是坚持以收定支原则，新增补贴项目规模由新增补贴收入决定，做到新增项目不新欠；二是开源节流，通过多种方式增加补贴收入、减少不合规补贴需求，缓解存量项目补贴压力；三是凡符合条件的存量项目均纳入补贴清单；四是部门间相互配合，增强政策协同性，对不同可再生能源发电项目实施分类管理。

根据《意见》，对于2020年新增补贴项目确定办法，自2020年起，所有新增可再生能源发电项目均采取“以收定支”的方式确定。根据基金征收情况和用电量增长等因素，预计2020年新增补贴资金额度为50 亿元，可用于支持新增风电、光伏发电、生物质发电项目。同时，自2020年起，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。对于存量项目享受补贴政策的确认办法，自2020年起，凡是符合条件的存量项目均纳入补贴清单；第一批至第七批目录内项目可直接列入补助清单；国家不再发布可再生能源发电项目补助目录。对于单个项目补贴额度确定办法，为稳定可再生能源发电企业收益预期，单个项目补贴资金额度根据国家发展改革委核定电价时采用的年利用小时数和补贴年限确定。达到补贴资金额度的项目不再享受国家补贴，但仍可按照燃煤发电上网基准价与电网企业进行结算，获得更多收益。

非水可再生能源是能源供应体系的重要组成部分，是保障能源安全的重要内容。新的管理机制建立后，随着以收定支、新增项目不新欠以及合规项目纳入补贴清单等措施的落地，可再生能源发电项目将具有稳定的收益。与此同时，国家发展改革委、国家能源局将进一步明确2020年可享受补贴的可再生能源发电类型和分类别的补贴额度，相应出台具体的管理办法，确保新增项目补贴额度控制在 50亿元以内。

2、2020年风电、光伏发电继续向平价上网过渡

为全面贯彻习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，实现风电、光伏发电高质量发展，国家能源局于2020年3月5日印发《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（简称《通知》），并发布了《2020年风电项目建设方案》和《2020年光伏发电项目建设方案》（简称《风电建设方案》和《光伏建设方案》）。根据《通知》，2020年风电、光伏发电项目建设管理延续了《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》确定的政策思路，包括：积极推进平价上网项目、有序推进需国家财政补贴项目、全面落实电力送出消纳条件、严格项目开发建设信息监测等。

其中，在推进平价上网项目方面，《风电建设方案》要求，各省级能源主管部门按照2019年风电项目管《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）（简称“19号文”）有关要求，在落实电力送出和消纳等各项建设条件的基础上，积极组织、优先推进无补贴平价上网风电项目建设。重点支持已并网或在核准有效期、需国家财政补贴的风电项目自愿转为平价上网项目，执行平价上网项目支持政策。项目必须在2020年底前能够核准且开工建设。《光伏建设方案》要求，积极支持、优先推进无补贴平价上网光伏发电项目建设，平价上网项目由各省级能源主管部门按照19号文有关要求，在落实接网、消纳等条件基础上组织实施，以更好地落实“放管服”工作要求，为地方的平价上网项目创造有利条件。为加强项目监测管理，各省需于2020年4月底前向国家能源局报送项目信息并抄送所在地派出机构，相关项目应在2020年底前完成备案且开工建设。

总体来看，《通知》保障了政策的延续性，有利于推进风电、光伏发电向平价上网的平稳过渡，并持续推动风电、光伏发电稳中有进、稳中提质，促进产业高质量健康发展。同时，2020年是“十三五”规划的收官之年，《通知》的出台，旨在做好2020年风电、光伏发电行业管理工作，对巩固“十三五”发展成果、推进“十四五”良好开局也具有重大意义。

3、2020年光伏发电上网电价政策公布

为充分发挥市场机制作用，科学合理引导新能源投资，推动光伏发电产业健康有序发展，2020年3月31日，国家发展改革委印发《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（简称《通知》），公布了2020年光伏发电上网电价政策。

《通知》提出，对集中式光伏发电继续制定指导价。将纳入国家财政补贴范围的I～III类资源区新增集中式光伏电站指导价，分别确定为每千瓦时0.35元（含税，下同）、0.4元、0.49元。若指导价低于项目所在地燃煤发电基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价），则指导价按当地燃煤发电基准价执行。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。

《通知》明确，降低工商业分布式光伏发电补贴标准。纳入2020年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.05元；采用“全额上网” 模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的所有工商业分布式项目，市场竞争形成的 价格不得超过所在资源区指导价，且补贴标准不得超过每千瓦时0.05元。

此外，根据《通知》，纳入2020年财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.08元；符合国家光伏扶贫项目相关管理规定的村级光伏扶贫电站（含联村电站）的上网电价保持不变。《通知》还鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏产业发展。

相关资料显示，国家发展改革委在研究制定政策过程中，通过多种形式，广泛、充分听取了相关部门、光伏发电企业、光伏制造企业以及行业协会和专家的意见建议，汇集了各方面智慧，凝聚了行业最大共识。总体来看，《通知》的发布将有利于稳定行业预期，引导行业合理安排投资建设，促进光伏产业健康有序发展。

4、2020年度风电投资监测预警结果和2019年度光伏发电市场环境监测评价结果出炉

为引导风电、光伏发电企业理性投资，推动建设运营环境不断优化，促进产业持续健康发展，2020年3月30日，国家能源局印发《关于发布<2020年度风电投资监测预警结果>和<2019年度光伏发电市场环境监测评价结果>的通知》（简称《通知》），将各省（区、市）2020年度风电投资监测预警结果和2019年度光伏发电市场环境监测评价结果予以公布。

从《2020年度风电投资监测预警结果》来看，甘肃、新疆（含兵团）两地由红色区域转变为橙色区域，全国各地省市区风电投资红色预警全面解除，但根据《通知》，除符合规划且列入以前年度实施方案的项目、利用跨省跨区输电通道外送项目以及落实本地消纳措施的平价项目外，两地2020年度不再新增建设项目。

从《2019年度光伏发电市场环境监测评价结果》来看，红色区域明显减少，仅西藏为红色区域，除已安排建设的平价上网示范项目及通过跨省跨区输电通道外送消纳项目外，原则上不安排新建项目；甘肃、新疆地区均由上年的红色区域转变为橙色区域，可在提出有效措施保障改善市场环境的前提下合理控制新建项目。

近年来，国家能源局持续发布风电投资监测预警信息和光伏发电市场环境监测评价信息，指导省级及以下地方政府能源主管部门和企业根据市场条件合理推进风电、光伏项目开发投资建设，为促进新能源消纳问题逐年好转创造了有利条件。

三、电力安全监管继续加强

2019年，按照习近平总书记关于“加强电力安全风险管控”的重要指示批示精神，电力安全监管工作有序开展，全国电力安全生产形势保持总体稳定，事故起数连续三年下降，电力建设领域安全状况明显好转，电力设备事故总量显著减少，大部分监管区域安全状况稳定。为贯彻落实2020年全国电力安全生产电视电话会议精神，杜绝重大以上电力人身伤亡责任事故、杜绝重大以上电力安全事故、杜绝电厂垮坝漫坝事故，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，努力实现事故起数和伤亡人数双下降，国家能源局于2020年2月20日印发《2020年电力安全监管重点任务的通知》（简称《通知》），从完善法规体系、完善安全监管体制、构建安全生产监督长效机制、编制电力安全生产“十四五”行动计划、加强发电安全监管、加强电网安全监管、加强网络安全监管、加强水电站大坝安全监管、加强基建安全监管、加强工程质量监督、加强可靠性管理、加强应急能力建设、做好重大活动保电和突发事件应对工作、打造“和谐 守规”的电力安全文化体系、加强学习培训等十五个方面对2020年电力安全监管重点工作任务进行部署。

根据《通知》，2020年，国家能源局将开展《电力安全事故应急处置和调查处理条例》释义以及《电力安全生产监督管理办法》、《电力建设工程施工安全监督管理办法》等法规规章修订工作；将按照电力发展“十四五”规划和安全生产“十四五”规划编制要求，制定《电力安全生产“十四五”行动计划》，着力推动电力安全风险管控行动计划各项任务分解落实；同时，还将研究制定《电力行业关键信息基础设施认定规则》和《重大活动电力保障工作规定》，组织修订《电力可靠性监督管理办法》，出台《电力建设工程施工安全行动计划（2020-2024年）》、《关于进一步加强电力建设工程施工安全监督管理的指导意见》、《电力建设工程质量监督暂行规定》、《电力企业应急能力建设评估管理办法》和《电力安全文化建设纲要》。

2020年是全面建成小康社会和“十三五”规划的收官之年，也是“十四五”谋篇布局的关键之年，加大电力安全监管工作力度，提升监管效能，不断推进电力安全监管体系和能力现代化，将有利于促进全国电力安全生产形势持续稳定好转，为推动能源高质量发展再上新台阶提供可靠保障，为全面建成小康社会提供强劲动力。

四、电力业务许可管理进一步优化

2014年，为落实国务院关于简政放权总体要求，鼓励分布式发电及可再生能源发展，国家能源局印发了《国家能源局关于明确电力业务许可管理有关事项的通知》（简称“151号文件”），实施电力业务许可豁免政策，社会各方反应良好。151号文件已到有效期，为了保证政策延续性，同时为了发挥电力业务许可制度在落实国家产业政策方面的作用，持续推进煤电行业供给侧结构性改革，2020年3月23日，国家能源局印发《国家能源局关于贯彻落实“放管服”改革精神 优化电力业务许可管理有关事项的通知》简称《通知》），从简化许可管理、规范许可准入、加强事中事后监管等三个方面明确了优化电力业务许可管理的具体措施。具体来看：

一是深入推进简政放权，简化发电类电力业务许可管理。《通知》明确继续对分布式发电、可再生能源发电等项目实施电力业务许可豁免、简化政策，并在151号文件的基础上，将余气发电、煤矿瓦斯发电等资源综合利用项目纳入豁免、简化范围；对于自备电厂的许可管理，《通知》明确将“并网运行的非燃煤自备电站，以及所发电量全部自用不上网交易的自备电站”纳入豁免范围。为减轻企业经营负担、切实将豁免政策惠及企业，《通知》还要求派出机构采取公示的方式主动注销豁免范围内企业的电力业务许可证。

二是贯彻落实供给侧结构性改革要求，严把许可准入关。《通知》一是明确发电项目取得电力业务许可时间节点，加强风电、光伏发电项目许可准入监管；二是要求做好煤电机组市场退出，对关停机组按规定办理变更或注销。《通知》还明确关停机组发电权转让不需要保留电力业务许可。

三是规范许可管理，加强事中事后监管。为规范输、供（配）电企业许可管理及加强许可事中事后监管，《通知》一是对供电类电力业务许可证申请条件进行相应调整；二是重点强调了增量配电项目业主的合法经营权利，明确在下一步将集中组织开展电力业务许可证（供电类）标注工作；三是优化输、供电许可变更工作，进一步简化变更手续。

另外，《通知》强调，派出机构要落实“一网通办”要求，企业自查、变更等业务要全部实现网上办理。按照国家加快构建以信用为基础的新型监管机制的精神，《通知》重点强调派出机构应依法组织实施持证企业信用分类监管，与“双随机、一公开”监管相结合，对各信用等级企业实施差异化监管，不断提升监管效能。

总体来看，《通知》认真落实行政许可“放管服”改革有关要求，大力推进简政放权，强化准入和退出监管，优化许可服务和管理，进一步扩大了电力业务许可豁免政策适用范围，明确了煤电机组许可管理政策，使得许可制度执行情况监管进一步规范和加强。《通知》的出台，将使电力业务许可制度在促进国家产业政策落实、规范企业经营行为、维护电力市场秩序、优化营商环境等方面的作用得到进一步发挥。

五、降低企业用电成本举措相继出台

受到新型冠状病毒感染的肺炎疫情影响，部分生产经营遇到困难的中小企业引起社会关注。为贯彻落实习近平总书记关于坚决打赢疫情防控阻击战的重要指示精神和党中央、国务院决策部署，在疫情防控期间降低企业用电成本，支持企业共渡难关，2020年2月7日，国家发展改革委下发《关于疫情防控期间采取支持性两部制电价政策降低企业用电成本的通知》（简称《通知》），要求对疫情防控期间暂不能正常开工、复工的企业，放宽容（需）量电价计费方式变更周期和减容（暂停）期限，电力用户即日可申请减容、暂停、减容恢复、暂停恢复。申请变更的用户不受“暂停用电不得小于15天”等条件限制，减免收取容（需）量电费。对于疫情发生以来停工、停产的企业，可适当追溯减免时间。对因满足疫情防控需要扩大产能的企业，原选择按合同最大需量方式缴纳容（需）量电费的，实际最大用量不受合同最大需量限制，超过部分按实计取。

与此同时，为统筹疫情防控与经济社会发展，支持企业复工复产、共渡难关，2020年2月22日，国家发展改革委又下发《关于阶段性降低企业用电成本支持企业复工复产的通知》，明确自2020年2月1日起至6月30日止，阶段性降低企业用电成本，降价范围包括除高耗能行业用户外的，现执行一般工商业电价、大工业电价的所有电力用户。电网企业在计收这些电力用户电费时，统一按原到户电价水平的95%结算。支持性两部制电价政策执行时间执行至2020年6月30日。

初步测算，支持性两部制电价政策可降低企业用电成本约 150亿元；阶段性降低企业用电成本政策惠及用户约5000万户，涉及用电量约3.2万亿千瓦时，约占全部工商业用户电量的四分之三，目前平均电价水平约0.667元每千瓦时，按5%的降价幅度测算，预计2-6月份可降低企业用电成本约440亿元。两项政策合计可降低企业用电成本约590亿元。