2011年3季度，新出台的电力行业政策主要集中在电力安全生产、厂网合同电量形成机制建立、新能源发电发展及电力体制改革四个方面。具体来看，第一，《电力安全事故应急处置和调查处理条例》公布实施，电力安全生产工作进入依法治理新阶段；电监会印发《关于完善厂网合同电量形成机制有关问题的通知》，促厂网合同电量分层优化机制建立；海上风电、光伏发电、水电等清洁能源发电引导扶持政策频出，电力行业结构调整升级步伐加快；中国电力建设集团有限公司和中国能源建设集团有限公司揭牌成立，电网主辅分离改革“破冰”，电力体制改革进一步深化。

　　一、电力安全生产有法可依

　　为了规范生产安全事故的报告和调查处理，落实生产安全事故责任追究制度，防止和减少生产安全事故，2007年，国务院公布施行了《生产安全事故报告和调查处理条例》。但是电力生产和电网运行过程中发生的影响电力系统安全稳定运行或者影响电力正常供应，甚至造成电网大面积停电的电力安全事故，在事故等级划分、事故应急处置、事故调查处理等方面，都与《生产安全事故报告和调查处理条例》规定的生产安全事故有较大不同，因此，电力安全事故难以完全适用《生产安全事故报告和调查处理条例》的规定。为了加强电力安全事故的应急处置工作，规范电力安全事故的调查处理，控制、减轻和消除电力安全事故损害，2011年7月7日，温家宝总理签署国务院令，公布了《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（简称《条例》），对电力安全事故的划分、应急处置和调查处理等做出了有针对性的规定。

　　在事故等级划分方面，生产安全事故等级是以事故造成的人身伤亡和直接经济损失为依据来划分的。而电力安全事故等级以事故影响电力系统安全稳定运行或者影响电力正常供应的程度为依据进行划分，需要考虑事故造成的电网减供负荷数量、供电用户停电比例、电厂对外停电以及发电机组非正常停运的影响和持续时间等指标。

　　在事故调查处理方面，《生产安全事故报告和调查处理条例》主要采用属地管理原则，实行政府负责制，在政府统一领导下安监、监察机关、公安机关以及工会派人组成事故调查组对事故进行调查。由于电力运行具有网络性、系统性，电力安全事故的影响往往是跨行政区域的，同时电力安全监管实行中央垂直管理体制，因此，本《条例》规定，除特别重大事故由国务院或者国务院授权的部门组织事故调查组进行调查，其他等级电力安全事故由国务院电力监管机构或发生地电力监管机构组织事故调查组进行调查。

　　在事故应急处置方面，本《条例》根据《中华人民共和国突发事件应对法》和《国家处置电网大面积停电事件应急预案》的有关规定，对电力安全事故应急处置的主要措施作了规定，明确了电力企业、电力调度机构、重要电力用户以及政府及其有关部门的责任和义务，突出了电力安全事故的应急处置，更具针对性与专业性。

　　另外，本《条例》还解决了与《生产安全事故报告和调查处理条例》的衔接问题：一是明确将本《条例》的适用范围界定为电力生产或者电网运行过程中发生的影响电力系统安全稳定运行或者影响电力正常供应的事故，电力生产或者电网运行过程中造成人身伤亡或者直接经济损失，但不影响电力系统安全稳定运行或者电力正常供应的事故，属于一般生产安全事故，依照《生产安全事故报告和调查处理条例》的规定调查处理。二是对于电力生产或者电网运行过程中发生的既影响电力系统安全稳定运行或者电力正常供应，同时又造成人员伤亡的事故，原则上依照本条例的规定调查处理，但事故造成人员伤亡，构成《生产安全事故报告和调查处理条例》规定的重大事故或者特别重大事故的，则依照该条例的规定，由有关地方政府牵头调查处理。三是因发电或者输变电设备损坏造成直接经济损失，但不影响电力系统安全稳定运行和电力正常供应的事故，属于《生产安全事故报告和调查处理条例》规定的一般生产安全事故，但考虑到此类事故调查的专业性、技术性比较强，条例明确规定由电力监管机构依照《生产安全事故报告和调查处理条例》的规定组织调查处理。四是对电力安全事故责任者的法律责任，《条例》也作了与《生产安全事故报告和调查处理条例》相衔接的规定。

　　总体来看，《条例》是我国第一部专门规范电力安全事故应急处置和调查处理的行政法规，不同于以往的电力事故调查处理规程和规范性文件，具有较强的明示性、社会性和强制性，它的颁布实施标志着我国电力安全生产工作进入了依法治理的新阶段。同时，《条例》以国家有关安全生产法律法规为依据，在总结多年来电力安全生产有关事故应急处置和调查处理实践经验基础上，形成了符合电力安全生产实际的事故应急处置和调查处理制度，从专业层面和法规层面为保证电力系统安全稳定和电力可靠供应提供了有力保障，对于减轻电力安全事故损失和尽快恢复电力正常供应，对于规范电力安全事故调查处理和落实安全责任追究，对于防范和减少电力安全事故，都具有重要意义。

　　二、电监会促厂网合同电量分层优化机制建立

　　为适应电力工业快速发展的新形势，落实国务院关于节能减排的战略部署，国家电监会2011年7月8日印发《关于完善厂网合同电量形成机制有关问题的通知》(简称《通知》)，对发电企业年度电量目标安排、厂网年度购售电合同签订、年度购售电合同电量月度分解及调整、梯级水电站上网电量优化等进行了详细规定。

　　《通知》指出，在竞争性电力市场建立之前，各地制订发电企业年度发电量预期目标时，应认真听取电网企业和发电企业的意见，按照国家产业政策、发电设备状况、电网传输能力以及用电负荷分布情况，合理安排各发电企业年度电量目标。

　　《通知》强调，增强发电企业内部发电能力统筹功能，优化上网电量形成机制。年度发电量预期目标形成后，在同一电网内，鼓励发电企业将本企业所属发电机组的年度目标电量汇总后提出内部优化调剂的建议。优化建议报电力调度机构安全校核通过后，厂网双方据此签订年度购售电合同。经校核不符合电网运行约束条件的，由调度机构与发电企业协商，并根据情况进一步做出调整。厂网双方分歧较大不能形成一致意见的，由电力监管机构或政府有关部门组织研究和协调。协商一致后确定的电量应在年度购售电合同中分解到月，执行中根据实际情况进行调整。

　　《通知》明确，建立流域梯级水电站电量优化机制，提高水资源利用效率。鼓励发电企业（含流域梯级集控中心，下同）对梯级水电站上网电量实行统一优化，提出年度或阶段梯级优化方案，经电力调度机构安全校核后实施，并严格按照水库调度规程操作。

　　另外，《通知》还鼓励发电企业开展符合节能减排要求的基于年度合同电量的发电权交易（包括水火置换），并要求电力调度机构按年度定期公布电网运行约束条件。

　　《通知》的发布旨在建立厂网合同电量分层优化机制，进一步优化发电资源配置，有利于缓解部分地区电力供应紧张形势；同时，《通知》的发布进一步规范了电力市场秩序和市场交易行为，有利于提高发电企业经济运行水平，构建和谐厂网关系，推进电力行业健康、规范、有序发展。

　　三、清洁能源发电政策频出

　　为加大清洁能源开发力度，提高清洁能源开发利用水平，优化电源结构，加快电力发展方式转变，2011年3季度，海上风电、光伏发电、水电等清洁能源发电引导扶持政策频出。

　　（一）海上风电建设管理程序进一步完善

　　海上风电具有资源丰富、发电利用小时高、不占用土地和适宜大规模开发的特点，是风电发展的重要领域，也是近年来新兴的海上开发利用产业。我国海上风电具有良好的发展前景，根据正在制定的"十二五"能源规划和可再生能源规划，2015年，我国将建成海上风电500万千瓦，形成海上风电的成套技术并建立完整产业链，2015年后，我国海上风电将进入规模化发展阶段，达到国际先进技术水平。

　　目前我国海上风电尚处起步阶段，政府的政策支持和引导对于产业的健康规范发展具有重要作用。为完善海上风电建设管理程序，促进海上风电健康有序发展，在继2010年初国家能源局、国家海洋局联合印发《海上风电开发建设管理暂行办法》后，2011年7月6日国家能源局、国家海洋局再次联合下发《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》（以下简称《细则》）。《细则》共包括21条规定，对海上风电规划的编制与审查、海上风电项目预可行性研究和可行性研究阶段的工作内容和程序、建设运行管理中的要求等作了具体规定。

　　在海上风电规划编制方面，《细则》规定，海上风电规划应与全国可再生能源发展规划相一致，符合海洋功能区划、海岛保护规划以及海洋环境保护规划。要坚持节约和集约用海原则，编制环境评价篇章，避免对国防安全、海上交通安全等的影响。

　　在海上风电场布局方面，《细则》明确指出，海上风电场原则上应在离岸距离不少于10公里、滩涂宽度超过10公里时海域水深不得少于10米的海域布局。在各种海洋自然保护区、海洋特别保护区、重要渔业水域、典型海洋生态系统、河口、海湾、自然历史遗迹保护区等敏感海域，不得规划布局海上风电场。

　　《细则》还对海上测风塔建设、海底电缆路由勘测和铺设施工等管理提出要求，并强调要加强海洋环境保护和监督检查。

　　总体来看，《细则》进一步完善了海上风电建设管理程序，有利于解决行业用海矛盾，并促进沿海生态环境保护和海上风电健康有序发展。但由于海上风电开发难度要远大于陆上风电，因此，当前还需要通过海上风电特许权项目招标工作，推进示范项目建设，积累工程技术经验，逐步完善海上风电技术规范体系，为实现海上风电大规模开发不断创造条件。

　　（二）太阳能光伏发电上网标杆电价出台

　　为规范太阳能光伏发电价格管理，促进太阳能光伏发电产业健康持续发展，国家发展改革委决定完善太阳能光伏发电价格政策，并于2011年8月1日下发《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（简称《通知》），制定了全国统一的太阳能光伏发电上网标杆电价。

　　根据《通知》，2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、发改委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元（含税，下同）；2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦时1元执行。另外，《通知》还对通过特许权招标确定业主的和享受中央财政资金补贴的太阳能光伏发电项目上网电价执行情况进行了明确说明。

　　光伏发电上网标杆电价的制定，不仅为整个产业发展提供了清晰的成本效益核算标准，并可以保证企业有一定的内部收益率，政策的出台将有效引导光伏产业发展。一方面，政策的出台成为推动国内光伏应用市场重启的重要信号，我国太阳能产业过度依赖海外市场的“两头在外”的市场格局将逐步改变；另一方面，政策的出台，将促使光伏企业加强成本控制，并推进技术升级，对行业长远发展产生推动作用，不过短期内，行业重新洗牌在所难免，实力较弱的企业将被迫退出或兼并重组。另外需要注意的是，由于光伏发电标杆电价没有按照资源区域区别定价，这势必推动发电企业将更多的电站项目投向日照资源较高西北省份，而不是用电需求高的东南沿海地区，因此国家相关主管部门需要在并网问题上做好充分协调，避免投资浪费情况的出现。

　　（三）农村水电增效扩容获中央财政支持

　　农村水电是我国农村经济社会发展的重要基础设施，也是山区生态建设和环境保护的重要手段。目前全国已建成农村水电站4.5万多座，装机容量5900多万千瓦，年发电量2000多亿千瓦时，约占全国水电的三分之一，在增加能源供应、减排温室气体、保护生态环境等方面发挥了重要作用，为农村发展、农民增收和民生改善作出了重要贡献。但由于我国农村水电建设时间较早，设备设施老化，能效逐年衰减，目前已有相当一批农村水电设施进入了亟需改造的关键时期，同时由于农村水电上网电价偏低和体制机制不顺等多方面原因，早期建设的农村水电站无力依靠自身积累进行改造升级。根据《中共中央国务院关于加快水利改革发展的决定》（中发［2011］1号）、《中华人民共和国可再生能源法》、《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》（财建[2006]237号），中央财政决定从可再生能源发展专项资金中安排资金对农村水电增效扩容改造工作予以支持，并选择积极性高、前期工作比较充分的浙江省、重庆市以及湖北省、湖南省、广西壮族自治区、陕西省部分农村水电站进行试点。

　　与此同时，为加强财政资金管理，提高资金使用效益，规范项目管理，2011年7月14日，财政部、水利部联合印发了《农村水电增效扩容改造财政补助资金管理暂行办法》（简称《办法》），《办法》规定，中央财政对增效扩容改造项目按改造后装机容量给予定额补助。补助标准为：东部地区700元/千瓦，中部地区1000元/千瓦，西部地区1300元/千瓦，且单个项目中央补助资金额度不得超过该项目增效扩容改造总投资的50%。另外，《办法》还对中央补助资金支持的增效扩容改造项目的条件、资金申报和使用管理、项目管理和考核验收、监督检查等分别予以明确和规范。

　　目前，水利部、财政部已经对浙江、湖北、湖南、广西、重庆、陕西等6省(区、市)编制的《农村水电增效扩容改造试点实施方案》(以下简称《试点实施方案》)进行了联合批复。根据批复意见，6省(区、市)2011-2012年将开展农村水电增效扩容改造试点，试点项目共620个，改造前装机容量88.1万千瓦、前3年平均年发电量27.5亿千瓦时，改造后装机容量将达到110.2万千瓦、年发电量达到39.1亿千瓦时，装机容量和发电量分别增加25.1%和42.2%。

　　发挥财政资金的引导作用，支持农村水电增效扩容改造，是促进农村水电可持续发展的重大举措，同时对完成“十二五”节能减排和可再生能源发展目标也具有十分重要的作用。一方面，实施农村水电增效扩容改造，可以提高水能资源利用效率，巩固和扩大农村水电发展成果；另一方面，通过加大中央财政收入，鼓励并带动地方政府、企业、银行加大投入，建立多渠道的农村水电投入的长效机制，既有利于调动农村水电企业积极性，也有利于与病险水库除险加固等工作协调配合，发挥财政资金整体效益。

　　（四）抽水蓄能电站建设管理进一步规范

　　为有序建设和发展抽水蓄能电站，国家发展改革委于2004年印发了《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》（发改能源[2004]71号），有效规范了抽水蓄能电站的建设与管理。针对近年来抽水蓄能电站规划建设中出现的问题，2011年8月25日国家能源局再次下发《关于进一步做好抽水蓄能电站建设的通知》（简称《通知》），《通知》要求发展改革委、能源局和有关电力企业坚持为系统服务，坚持"厂网分开"，坚持建设项目技术可行、经济合理，坚持机组设备自主化，坚持科学合理调度五大原则，促进抽水蓄能电站健康有序发展。

　　抽水蓄能电站利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的水电站，又称蓄能式水电站。抽水蓄能电站是具有调峰、填谷、调频、调相和事故备用等多种作用的特殊电源，具有运行灵活和反应快速的特点，对确保电力系统安全、稳定和经济运行具有重要作用。因此，随着我国经济的快速发展和能源结构的调整步伐加快，对电力系统运行的安全性和可靠性要求越来越高，同时也为抽水蓄能电站建设带来新的发展机遇。《通知》的下发，进一步规范了抽水蓄能电站建设工作，将加快抽水蓄能电站建设步伐，提高电力系统运行的可靠性和安全性；同时将避免简单为电源项目配套而建设抽水蓄能电站，杜绝单纯为促进地方经济发展上项目、建抽水蓄能电站，杜绝电网企业与发电企业（或潜在的发电企业）合资建设抽水蓄能电站项目，促进抽水蓄能电站有序发展。

　　四、电网主辅分离改革“破冰”

　　电网主辅分离改革是2002年国务院关于电力体制改革方案的5号文件明确的一项改革任务，2006年“十一五”电力体制改革再次明确这一任务，但受多种因素影响，这项改革一再受阻，屡次搁浅。2007年底，国资委同国家电网和南方电网及相关部委共同制定《电网主辅分离改革及电力设计、施工单位一体化重组方案》，2010年，主辅分离在国资委的主导下再次启动，今年1月17日国务院正式同意主辅分离改革方案，3月15日国资委启动实施主辅分离改革，并于4月15日印发《电网企业主辅分离改革及电力设计、施工企业一体化重组方案》，9月29日，由两大电网公司剥离的辅业与4家中央电力设计施工企业重组形成的中国电力建设集团有限公司、中国能源建设集团有限公司在北京揭牌成立。其中，中国电建由两家央企中国水利水电建设集团公司、中国水电工程顾问集团公司，与国家电网公司、南方电网公司下属河北、吉林、上海等14个省份公司的电力设计、施工、修造辅业单位重组而成。中国能建由另两家央企中国葛洲坝集团公司、中国电力工程顾问集团公司，与国家电网公司、南方电网公司下属北京、天津、山西等15个省份公司的辅业单位重组而成。

　　电网企业主辅分离改革是继续深化电力体制改革的一项重要举措。中国电力建设集团有限公司和中国能源建设集团有限公司的成立，标志着历时多年的电网主辅分离改革“破冰”，电力体制改革取得重要新成果。总体来看，这次改革较好的适应了当前我国电力工业结构调整和产业转型升级的需要，通过将电力设施、施工一体化进行重组，使得产业集中度明显提升，有利于进一步提高电力企业的整体竞争力，并促进电力工业的可持续健康发展。