2016年1季度，新出台的电力行业政策主要涉及农村电网改造升级、电力体制改革、可再生能源发电三个方面。具体来看：首先，为充分满足广大农民用电需求，加快城乡电力服务均等化进程，“十三五”期间新一轮农村电网改造升级工程启动实施。其次，电力体制改革综合试点以及输配电改革试点范围进一步扩大，北京和广州电力交易中心分别于两地同时挂牌成立，可再生能源发电配额制落地，推动我国新一轮电力体制改革进一步深化。再次，为支持可再生能源发展，促进可再生能源开发利用，可再生能源发展基金征收标准提高，可再生能源开发利用目标引导制度建立，2016年度风电并网消纳工作部署开展，流域水电管理进一步加强；与此同时，光伏发电扶贫工作有序推进。
新一轮农村电网改造升级工程启动实施
农村电网是农村重要的基础设施，对促进农业农村发展、改善农民生产生活条件具有不可替代的作用。“十二五”时期实施农村电网改造升级工程以来，我国农村电网结构大幅改善，电力供应能力明显提升，管理体制基本理顺，同网同价基本实现，彻底解决了无电人口用电问题。但受自然环境条件、历史遗留问题等各种因素制约，城乡电力服务差距较为明显，农村地区电力保障能力与日益增长的用电需求不相适应，贫困地区以及偏远少数民族地区电网建设相对滞后，农村电网整体水平与全面建成小康社会目标仍有差距。为充分满足广大农民用电需求，加快城乡电力服务均等化进程，2016年2月3日召开的国务院常务会议决定实施新一轮农村电网改造升级工程。2016年2月16日，国务院办公厅正式转发国家发展改革委《关于“十三五”期间实施新一轮农村电网改造升级工程意见》（简称《意见》），提出要积极适应农业生产和农村消费需求，按照统筹规划、协调发展，突出重点、共享均等，电能替代、绿色低碳，创新机制、加强管理的原则，突出重点领域和薄弱环节，实施新一轮农村电网改造升级工程。
《意见》提出了“十三五”期间实施新一轮农村电网改造升级工程的总体目标。即：到2020年，全国农村地区基本实现稳定可靠的供电服务全覆盖，供电能力和服务水平明显提升，农村电网供电可靠率达到99.8%，综合电压合格率达到97.9%，户均配变容量不低于2千伏安，建成结构合理、技术先进、安全可靠、智能高效的现代农村电网，电能在农村家庭能源消费中的比重大幅提高。东部地区基本实现城乡供电服务均等化，中西部地区城乡供电服务差距大幅缩小，贫困及偏远少数民族地区农村电网基本满足生产生活需要。县级供电企业基本建立现代企业制度。
《意见》明确了“十三五”期间实施新一轮农村电网改造升级工程的重点任务。一是加快新型小城镇、中心村电网和农业生产供电设施改造升级。到2017年底，完成中心村电网改造升级，实现平原地区机井用电全覆盖。二是稳步推进农村电网投资多元化。探索通过政府和社会资本合作（PPP)等模式，运用商业机制引入社会资本参与农村电网建设改造。三是开展西藏、新疆以及四川、云南、甘肃、青海四省藏区农村电网建设攻坚，到2020年实现孤网县城联网或建成可再生能源局域电网，农牧区基本实现用电全覆盖。四是加快西部及贫困地区农村电网改造升级，特别是推进国家扶贫开发工作重点县、集中连片特困地区以及革命老区的农村电网改造升级，解决电压不达标、架构不合理、不通动力电等问题，到2020年贫困地区供电服务水平接近本省（区、市）农村平均水平。五是推进东中部地区城乡供电服务均等化进程，逐步提高农村电网信息化、自动化、智能化水平，进一步优化电力供给结构。
为实现上述目标，促进“十三五”期间新一轮农村电网改造升级工程顺利实施，《意见》还提出了多渠道筹集资金、加强还贷资金管理、深化电力体制改革等政策措施，并要求加强统筹协调、强化规划管理、抓好监督评价。
与此同时，为做好新一轮农村电网改造升级工作，国家能源局在《意见》出台后还相继印发了《新一轮农村电网改造升级技术原则》，对高压配电网、中压配电网、低压配电网、低压户表、自动化及信息通信、无功补偿及电压控制等方面提出了改造升级具体技术要求，旨在确保工程质量，提高投资效益。为加强农村电网升级改造项目管理，明确管理程序和要求，提高中央预算内资金使用效益，国家发展改革委还组织制定了《新一轮农村电网改造升级项目管理办法》，对农网改造升级规划编制、项目储备与三年滚动投资计划、年度投资计划申报与下达、项目实施及管理以及监督检查和法律责任提出了明确要求。
《意见》的出台以及配套政策的落地，意味着我国农村电网改造升级工程将再次提速。
总体来看，新一轮农村电网改造升级工程的实施，不仅有助于补齐农村基础设施短板，加快推进城乡公共服务均等化，为新型城镇化建设奠定基础；而且有助于贫困地区能源资源开发利用以及建设，促进能源扶贫工作的开展，为打赢脱贫攻坚战、确保贫困地区与全国同步建成小康社会创造条件，促进贫困地区经济发展和民生改善。此外，新一轮农村电网改造升级工程的实施，对促进农村消费升级、带动相关产业发展和拉动有效投资具有积极意义，将为我国稳增长再添新动力。
电力体制改革继续深化
2016年1季度，电力体制改革综合试点以及输配电改革试点范围进一步扩大，北京和广州电力交易中心分别于两地同时挂牌成立，与此同时，我国可再生能源发电配额制落地，推动我国新一轮电力体制改革进一步深化。
1山西获批开展电力体制改革综合试点
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，简称“9号文”）和电力体制改革配套文件精神，2016年1月28日，国家发展改革委、国家能源局联合下发《关于同意山西省开展电力体制改革综合试点的复函》，并公布了《山西省电力体制改革综合试点实施方案》（简称《方案》），山西省成为继云南和贵州之后全国第三个电力体制改革综合试点省份，同时也是国家电网公司覆盖范围内第一个全省域电改综合试点。
根据《方案》，山西省深化电力体制改革的重点和路径是：理顺电价机制。还原电力的商品属性，理顺电价形成机制。按照“准许成本加合理收益”分电压等级核定输配电价。有序放开输配以外的竞争性环节电价，分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。妥善解决电价交叉补贴，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。拓展两大市场。统筹推动省内、省外两个市场建设，更好地发挥国家综合能源基地优势。省内，进一步激活用电市场，提高电力消纳能力,在现有大用户直接交易的基础上，不断扩大参与电力直接交易的市场主体范围和交易规模；省外，向国家争取外送通道建设和电量配额政策，完善省际沟通合作机制，推进跨省跨区电力交易，融入全国电力市场体系，不断扩大晋电外送规模。实现三个规范。
规范交易机构的运营，完善其市场功能，在政府批准的章程和规则范围内，公平、公正、公开组织市场交易，建设、运营和管理交易平台，提供结算依据等相关服务；规范市场化售电业务，明确售电主体范围和准入标准，试点先行，逐步向符合条件的市场主体放开；规范自备电厂管理，将自备电厂纳入电力统筹规划，不断淘汰落后产能，促进节能减排，落实自备电厂应承担的责任与义务，实现与公用电厂公平参与优选。
《方案》同时明确了山西省电力体制改革的目标。第一阶段（2015年—2017年）：电力行业市场化体系初步构建。到2017年，电力直接交易量达到全社会用电量30%。第二阶段（经过3年或更长时间）：电力市场化体系全面建成。此外，《方案》还确定了山西省第一阶段改革需要重点推进的八大任务，包括推进输配电价改革、组建相对独立的电力交易机构、建立和完善电力市场交易机制、有序缩减发用电计划、推进售电侧改革、科学规范自备电厂管理、加强电力统筹规划和科学监管以及积极发展可再生能源、分布式电源。
近年来，山西省电力工业整体上的发展壮大，以及部分领域的改革创新，为开展电力体制综合改革奠定了良好的基础。在山西省推进电力体制改革综合试点工作，将促进山西省电力工业和全省经济又好又快发展。首先，电力体制改革综合试点工作的推进，将有助于激活山西省内和省外市场，解决山西省能源产能过剩问题；其次，通过市场化改革，引入竞争、降低成本，有助于增强山西省实体经济发展动力；此外，改革还有助于山西省煤电铝等资源优势发挥，促进煤电铝、煤电冶、煤电化等产业循环发展，改变“一煤独大”畸重型产业结构，在更大范围内实现资源的高效优化配置，促进山西省产业转型升级。总体来看，山西省是我国重要的综合能源基地，在山西省进行电力体制综合改革，通过建立和健全以市场化为导向的能源体系，促进电力产业以及煤炭等相关产业健康发展，在全国资源型地区具有积极的示范意义。
2北京和广州电力交易中心组建
新一轮电力体制改革将“组建电力交易机构，形成公平规范的市场平台”作为“构建有效竞争的市场结构和市场体系”的重要途径。为贯彻“9号文”精神，落实国家发展改革委印发的《电力交易机构组建和规范运行的实施意见》的相关要求，2016年2月26日，国家发展改革委、国家能源局联合下发《关于北京、广州电力交易中心组建方案的复函》以及《北京电力交易中心组建方案》和《广州电力交易中心组建方案》；3月1日，北京和广州电力交易中心分别于两地同时挂牌成立。
比较来看，北京电力交易中心和广州电力交易中心的组建方案均以“9号文”和《电力交易机构组建和规范运行的实施意见》为指导，在指导思想、基本原则、主要职能、业务范围以及主要业务界面等方面有诸多相同之处。但二者在组织形式上具有较大差异，根据各自的组建方案，北京电力交易中心依托国家电网公司，以国家电网公司的全资子公司形式组建。
广州电力交易中心依托南方电网公司按照股份制公司模式组建，南方电网公司持股比例66.7%，其他相关企业和第三方机构参股。相比较而言，广州电力交易中心采取的组织形式具有更强的独立性。
北京电力交易中心和广州电力交易中心的组建是新一轮电力体制改革进程中具有里程碑意义的重要事件，既标志着组建相对独立交易机构的改革部署落地实施，又预示着我国区域电力市场建设开始进入加快推进的新阶段，对推动电力市场平稳起步和国家能源战略的实施，促进能源资源大范围优化配置，构建符合我国国情的全国电力市场体系具有重要意义。
3输配电价改革试点范围进一步扩大
输配电价改革是推进价格机制改革、进一步深化电力体制改革的重要措施之一，也是电力供给侧结构性改革的重要内容。2014年11月，国家发展改革委下发《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，正式启动我国新一轮输配电价改革试点。2015年，国家发展改革委又先后出台了《关于贯彻中发[2015]9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》，印发了《关于推进输配电价改革的实施意见》，逐步将我国输配电价试点范围扩大至七省份，输配电价改革迈出更加坚实的步伐。
2016年，国家发展改革委在输配电价改革试点的基础上，认真总结经验，不断把改革向纵深推进。3月14日，国家发展改革委下发《关于扩大输配电价改革试点范围有关事项的通知》（简称《通知》），进一步扩大输配电价改革试点范围。《通知》明确，2016年将北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省级电网，以及国家电力体制改革综合试点省份的电网和华北区域电网列入输配电价改革试点范围。
《通知》要求，已开展试点的省份要认真总结输配电价改革试点经验，未纳入2016年输配电价改革试点的省份，也要抓紧开展输配电成本调查，做好输配电价测算准备工作，为2017年全面推开输配电价改革打好基础。
积极稳妥推进输配电价改革试点，对网络型自然垄断的电网输配电环节按“准许成本加合理收益”原则核定输配电价，将为进一步深入推进电力市场化改革创造条件。此次输配电价改革试点范围进一步扩大，标志着我国输配电价改革全面提速。
4我国可再生能源发电配额制落地
解决可再生能源保障性收购、新能源和可再生能源发电无歧视无障碍上网问题是当前电力体制改革的重要任务之一。为贯彻落实“9号文”及相关配套文件的有关要求，加强可再生能源发电全额保障性收购管理，保障非化石能源消费比重目标的实现，推动能源生产和消费革命，根据《中华人民共和国可再生能源法》等法律法规，国家发展改革委制定了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（简称《办法》），并于2016年3月28日印发。《办法》适用于风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电、海洋能发电等非水可再生能源。另外，《办法》明确了可再生能源发电全额保障性收购的概念，并对操作细则、补偿机制、保障措施以及监督管理等进行了规范。
《办法》指出，可再生能源发电全额保障性收购是指电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。
根据《办法》，可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。其中，保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同（实物合同或差价合同）保障全额按标杆上网电价收购；市场交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。另外，对于可再生能源发电受限地区，各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数由国务院能源主管部门会同经济运行主管部门核定公布并进行调整；对于不存在限制可再生能源发电情况的地区，由电网企业根据其资源条件保障可再生能源并网发电项目发电量全额收购；生物质能、地热能、海洋能发电以及分布式光伏发电项目暂时不参与市场竞争，上网电量由电网企业全额收购；各类特许权项目、示范项目按特许权协议或技术方案明确的利用小时数确定保障性收购年利用小时数。
此外，《办法》还根据不同情况对可再生能源并网发电项目限发电量及损失电量的补偿机制进行了明确；同时，《办法》还在保障措施方面对国务院能源主管部门、省级经济运行主管部门、电网企业、可再生能源发电企业等责任主体的职责范围进行了规范。
可再生能源配额制政策是一个国家或者地区以法律形式做出的可再生能源发电在总电力供应量中必须占有一定比例的强制性规定。这一机制能够借助市场的力量更高效率地推动可再生能源的发展，近些年受到许多国家的青睐，目前其在美国、英国、澳大利亚和日本等国家得到广泛应用。《办法》的出台，标志着我国可再生能源发电配额制终落地。总体来看《办法》的实施，将促进风电、太阳能发电等可再生能源的消纳，并为我国可再生能源发展提供持续可靠的市场保障，有助于提高社会各主体的投资信心，促进可再生能源的持续健康发展。
相关行业分析报告参考《2016-2022年中国发电设备产业发展监测及十三五未来前景分析报告》
资料来源：国家统计局，中国报告网整理，转载请注明出处。
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