一、加强电力市场监
        1、国家能源局开展光伏发电专项监管工作
        为规范光伏发电秩序，促进光伏行业健康发展，2018年1月31日，国家能源局决定在全国各省份组织开展2017年度光伏发电专项监管工作并下发了《光伏发电专项监管工作方案》（以下简称《工作方案》）。《工作方案》从工作目标、监管依据、监管原则、主要内容、时间进度和工作要求六个部分做了详细部署。
        《工作方案》目标是通过专项监管，全面掌握各省（区、市）2017年度光伏发电基本情况和存在的突出问题，提出监管要求和措施，推动光伏发电政策的贯彻落实，促进光伏行业健康可持续发展。
        《工作方案》明确要重点关注光伏领跑者项目、光伏扶贫项目以及新能源微电网示范项目中的分布式光伏项目。同时，《工作方案》按部署准备阶段、组织实施阶段和总结评价阶段三个时间点分步实施。
        “十三五”以来，随着技术水平的快速提高，光伏电池生产成本和光伏发电成本大幅下降，在各项光伏政策的支持下，我国光伏发电市场持续快速发展，装机容量迅速增加，总体发展态势良好。
        2017年光伏发电还实现了质、量双提升和弃光量、弃光率双下降。分布式光伏装机比例持续上升；发电布局持续优化，新增装机向东中部转移明显；产品结构持续优化。国家能源局2018年1月24日公布的数据显示，2017年我国光伏累积发电量达1182亿千瓦时，同比增长78.6%。虽然我国光伏产业进入了一个高速发展的阶段，但是，我国光伏发电项目建设较分散，管理水平不够高，光伏发电上网价格管理不规范的现象，部分地区弃光限电形势依然十分严峻，光伏非技术成本居高不下，补贴拖欠缺口越来越大，不仅影响光伏平价上网进程，而且还将制约光伏高质量发展，与国家下达的建设指标不匹配。此次出台的监管《工作方案》就是针对目前光伏重点项目中存在的问题提出行之有效的监管措施和政策建议，以进一步改善光伏发展环境。
        参考观研天下发布《2018年中国电力市场分析报告-行业深度调研与发展前景预测》
        2、国家能源局加强电力建设工程质量监督管理工作
为加强电力建设工程质量监督管理，实施统一监督管理，2018年3月2日，国家能源局发布了《关于进一步加强电力建设工程质量监督管理工作的意见》的通知（简称《通知》）。
首先，《通知》明确了能源局各部门职责及权利等事项。其中，特别指出电力工程质量监督总站更名为电力工程质量监督站；水电工程质量监督总站和国家可再生能源发电工程质量监督总站合并，更名为可再生能源发电工程质量监督站。
        其次，《通知》明确质量监督不代替建设、监理、设计、施工等单位的质量管理工作。未经审批、核准、备案的电力建设工程，质监机构不得受理其质量监督注册申请。未通过质监机构监督检查的电力工程，不得投入运行。
        再者，《通知》要求各企业要进一步健全电力建设工程质量管控体系，明确具体部门负责工程质量监督对口联系；要全面落实各参建单位的工程质量责任，特别要强化建设单位的首要责任和勘察、设计、施工单位的主体责任，并充分发挥监理单位作用;要按照国家法律法规和标准规范要求，加强施工现场管理，落实工程质量管控措施，坚决遏制重特大质量事故发生。
        最后，《通知》要求地方政府电力管理等有关部门和派出能源监管机构要按照国家有关规定，统筹项目核准备案、市场准入等环节力量，进一步强化电力建设工程质量监督管理，加强对质监机构的监督指导。对发现的问题责令限期整改，对整改不到位或存在重大质量隐患的电力建设工程，依法采取停止施工、停止供电等强制措施，并给予上限经济处罚。
        自2014年国家能源局出台首份电力领域监管政策以来，我国电力工程质量监督工作成效显著，保障了电力工程建设质量和电力系统安全稳定运行。此次《通知》的出台，进一步明确了电力工程质量监督管理职责和权利，进一步完善了电力工程质量监督管理体系，这将有利于加强电力工程质量管理，防止电力工程质量监督工作逐步弱化的局面出现，进而促进我国电力工业健康发展。
        3、国家能源局发布2018年度风电投资监测预警结果
        为引导风电企业理性投资，督促各地区改善风电开发建设投资环境，促进风电产业持续健康发展，2018年3月7日，国家能源局发布了《2018年度风电投资监测预警结果的通知》（简称《通知》）。《通知》结果显示，2018年度，甘肃、新疆（含兵团）、吉林为风电开发投资红色预警区域，内蒙古、黑龙江为橙色预警区域，山西北部忻州市、朔州市、大同市，陕西北部榆林市以及河北省张家口市和承德市按照橙色预警管理。其他省（区、市）和地区为绿色预警区域。
        《通知》明确，红色预警的区域暂停风电开发建设，集中精力采取有效措施解决存量风电消纳问题。已核准的风电项目暂缓建设，已纳入规划且列入各年度实施方案未核准的风电项目暂停核准，电网企业停止受理缓建和暂停核准项目的并网申请。对平价上网示范项目以及2017年底前已完成核准并列入年度实施方案且升压汇集站主体工程已完成建设的风电项目，电网企业落实消纳条件后，可并网运行。国务院能源主管部门组织的特高压电力外送通道配套项目、清洁能源消纳示范区内的项目从其专门规定。
        《通知》规定红色预警地区已投入运行或在建输电通道优先消纳存量风电项目；橙色预警地区除符合规划且列入年度实施方案的风电项目和国家能源局组织的示范项目及市场化招标项目外，不再新增年度建设规模，之前已纳入年度实施方案的项目可以继续核准建设；预警结果为绿色的地区按照有关要求自行组织风电项目建设。
与2017年风电预警情况相比，内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兵团）等省（区）被列为风电开发建设红色预警区域。而2018年，“红六省”降为“红三省”，内蒙古、黑龙江由红降橙，宁夏风电建设更是全面解禁。这意味着这三个区域的风电投资已经解禁。国家能源局的统计数据显示，2017年，全国风电弃风电量同比减少78亿千瓦时，弃风率同比下降5.2个百分点，迎来弃风电量和弃风率“双降”；但2017年内蒙古弃风率仍达15%，黑龙江弃风率达14%，只有宁夏弃风率下降到5%，前景并不乐观。同时，数据显示，2017年，国内新增风电吊装容量1958万千瓦，新增并网风电装机仅1503万千瓦，均较前几年有明显下滑。风电产业仍处于发展的
“十字路口”。
        二、大力推进电力体制改革
        1、全面推进区域电网输电价格定价改革
        为纵深推进输配电价改革，建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的输配电价体系，2018年1月5日，国家发改委印发《区域电网输电价格定价办法（试行）》、《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》的通知（简称《两办法一意见》）。《区域电网输电价格定价办法（试行）》适用于区域电网跨省共用网络输电价格的核定。区域电网输电价格，是指区域电网和相关省级电网所属的500千伏或750千伏跨省交流共用输电网络，以及纳入国家规划的1000千伏特高压跨省交流共用输电网络的输电价格。《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》适用于跨省跨区专项工程输电价格的核定。跨省跨区专项工程输电价格，是指电网企业提供跨省跨区专用输电、联网服务的价格。《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》明确了总体要求、定价方法、调整机制和结算制度，促进配电网业务健康发展。《两办法一意见》旨在打破区域壁垒，推动输配电价“跨区域”定价。
        值得一提的是，区域电网输电价格在按“准许成本+合理收益”核准准许收入后，按两部制电价形式确定，区域电网输电价格实行事前核定、定期调整的价格机制，监管周期暂定为三年；而专项工程输电价格则按功能确定，执行单一制电价。
        《两办法一意见》的出台，为正在进行的输配电价改革试点提供了更加清晰的定价方式，为输配电价改革的全面推广创造了条件，标志着电力体制改革在“管住中间”这一环节迈出了坚实的一步，有利于加快电力体制改革总体进程，推动有序放开竞争性环节定价、有序向社会资本放开配售电业务、有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，加快构建主要由市场配置电力资源的体制机制，还原能源商品属性，同时也标志着我国已经建立了覆盖跨省跨区输电工程、区域电网、省级电网、地方电网、增量配电网的全环节输配电价格监管制度框架，输配电价改革成为我国电力体制改革以来首个全面完成的专项改革任务。
        2、进一步推进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，2016年第一批105个试点项目总投资额达到1000亿元，第二批增量配电业务改革试点也于2017年底全面展开。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，促进配电网建设发展，2018年3月20日，国家发展改革委、国家能源局根据《有序放开配电网业务管理办法》等有关规定联合印发了《增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)》（简称《实施办法》）。《实施办法》明确了划分原则、申请与办理、资产与用户、变更与管理等六个相关事项。
        《实施办法》指出，在一个配电区域内，只能有一家售电公司拥有该配电网运营权，按照有关规定履行电力社会普遍服务、保底供电服务和无歧视提供配电服务义务，退出配电业务时履行配电网运营权移交义务。配电区域原则上应按照地理范围或行政区域划分，具有清晰的边界，避免出现重复建设、交叉供电、普遍服务和保底供电服务无法落实等情况。
        同时，《实施办法》还鼓励以满足可再生能源就近消纳为主要目标的增量配电业务，支持依据其可再生能源供电范围、电力负荷等情况划分配电区域。不得依托燃煤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成本优势。
        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。而随着政策的出台，各地增量配电区域的规划将突破困境，改革试点工作也将更稳妥推进。
        三、生物质热电联产清洁供热示范建设启动
        为推进区域清洁能源供热，减少县域（县城及农村）散煤消费，有效防治大气污染和治理雾霾，2018年2月11日，国家能源局发布了《关于开展“百个城镇”生物质热电联产县域清洁供热示范项目建设的通知》，（简称《通知》）。
        《通知》指出“百个城镇”生物质热电联产县域清洁供热示范项目建设的主要目的是建立生物质热电联产县域清洁供热模式，构建就地收集原料、就地加工转化、就地消费的分布式清洁供热生产和消费体系，为治理县域散煤开辟新路子；形成100个以上生物质热电联产清洁供热为主的县城、乡镇，以及一批中小工业园区，达到一定规模替代燃煤的能力;为探索生物质发电全面转向热电联产、完善生物质热电联产政策措施提供依据。
        《通知》还指出，“百个城镇”生物质热电联产县域清洁供热示范项目涉及20个省（区、市）及新疆生产建设兵团，装机容量380万千瓦，年消耗农林废弃物和城镇生活垃圾约3600万吨。其中，农林生物质热电联产项目126个、城镇生活垃圾焚烧热电联产项目8个、沼气热电联产项目2个，新建项目119个，技术改造项目17个，总投资约406亿元。
        当前我国大气污染和雾霾形势严峻，县域特别是农村散煤消费是重要的污染来源。生物质热电联产绿色低碳、清洁环保，不仅是治理散煤污染的重要举措，也是替代县域燃煤，特别是替代农村散煤的重要抓手。数据显示，截止2016年，我国生物质发电项目装机容量1224.8万千瓦，年发电量634.1亿千瓦时，已经相当于2/3个三峡电站，截至2016年底，生物质能清洁供暖主要包括达到相应环保排放要求的生物质热电联产、生物质锅炉供热等，我国北方地区生物质能清洁供暖面积约2亿平方米。《生物质能发展“十三五”规划》中提出到2020年，生物质能基本实现商业化和规模化利用。据估算，到2020年，生物质能产业新增投资约1,960亿元。其中，生物质发电新增投资约400亿元。可以预见，生物质热电联产将成为未来生物质能发展的主要方向。
        四、农网改造升级行动计划编制工作启动
        电网作为重要的基础设施，加快农村电网改造升级、提升普遍服务能力，是缩小城乡公共服务差距、改善农民生产生活、加快推进农业农村现代化的重要保障，对振兴乡村经济具有重要意义。为此，2018年3月21日，国家能源局正式启动西藏、新疆南疆、四省（四川、云南、甘肃、青海）藏区以及四川凉山、云南怒江、甘肃临夏（以下简称“三区三州”）农网改造升级攻坚3年行动计划（2018～2020年）的编制工作。
        首先要以县为单位梳理摸清“三区三州”2017年农网现状，建立农网监测评价体系，对“十三五”期间及未来农网发展情况进行监测评价；要根据国家“三区三州”脱贫攻坚总体部署及经济社会发展需求，结合本地区“十三五”农网改造升级总体目标，制定“三区三州”农网改造升级攻坚3年目标（2018～2020年），明确到2020年的总体目标，并以县为单位提出到2020年的具体目标；要按照“三区三州”农网改造升级攻坚3年目标（2018～2020年），明确建设任务；要根据3年目标和建设任务等，估算“三区三州”农网改造升级攻坚3年行动计划（2018~2020年）规划建设投资总需求，制定建设资金筹措方案，明确资金来源；要保障“三区三州”农网改造升级攻坚3年行动计划（2018～2020年）顺利实施，提出保障措施及做好各工作的意见建议。
        其次，国家能源局将在相关省份行动计划基础上，编制“三区三州”农网改造升级攻坚3年行动计划（2018～2020年），加强统筹协调，加大支持力度，组织实施行动计划，按时完成各项任务，提高电力普遍服务水平，为“三区三州”顺利脱贫提供坚强的电力保障。
        自1998年国家实施第一期农网改造至2015年，国家电网已累计完成110千伏及以下农网投资1.2万亿元，解决了749.6万无电人口的通电问题，“十二五”末全面实现经营区域“户户通电”。2016年新一轮农网改造升级工程启动，总投资规划达到5222亿元。截止到2017年，新一轮农网改造升级“三大任务”也已顺利完成并取得显著成效，农村供电能力明显提升，农村电力消费快速增加，带动了农村消费升级和农村经济社会发展。
        五、两部委发布提升电力系统调节能力指导意见
        当前，我国电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实造成了系统难以完全适应新形势要求，大型机组难以发挥节能高效的优势，部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题，区域用电用热矛盾突出。为保障电力安全供应和民生用热需求，2018年3月23日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于提升电力系统调节能力的指导意见》（简称《指导意见》）。这是我国电力系统调节能力的第一份产业政策性文件。
        《指导意见》提出六个项重点任务：
        一、加快推进电源侧调节能力提升。包括实施火电灵活性提升工程、推进各类灵活调节电源建设和推动新型储能技术发展及应用。
        二、科学优化电网建设。包括加强电源与电网协调发展、加强电网建设和增强受端电网适应性
        三、提升电力用户侧灵活性。包括发展各类灵活性用电负荷，提高电动汽车充电基础设施智能化水平。
        四、加强电网调度的灵活性。包括提高电网调度智能水平、发挥区域电网调节作用和提高跨区通道输送新能源比重。五、提升电力系统调节能力关键技术水平。包括提高高效智能装备水平、升级能源装备产业体系和加强创新推动新技术应用。六、建立健全支撑体系。包括完善电力辅助服务补偿（市场）机制、鼓励社会资本参与电力系统调节能力提升工程、加快推进电力市场建设和建立电力系统调节能力提升标准体系。
        其中，《指导意见》特别强调，“十三五”期间，跨省跨区通道新增19条，新增输电能力1.3亿千瓦，消纳新能源和可再生能源约7000万千瓦。进一步完善区域输电网主网架，促进各电压等级电网协调发展。力争“十三五”期间，“三北地区”可再生能源跨区消纳4000万千瓦以上。水电和风电输电通道同时送入的受端省份，应研究水电和风电通道送电曲线协调配合方式，充分发挥风电和水电的互补效益，增加风电通道中风电占比。
        《指导意见》从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，重点增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题，旨在实现我国提出的到2020年-2030年非化石能源消费比重分别达到15%和20%的目标，保障电力安全供应和民生用热需求，推进绿色发展。