来源：中电联法律分会 作者：高来龙
电力工业是国民经济和社会发展的基础产业和重要保障，电力是国民经济的晴雨表。新中国成立后，特别是改革开放以来，中国电力工业进入了历史上的高速发展时期，建立了比较完备的电力工业体系，并形成了具有中国特色的电力管理体制与法律政策体系。梳理新中国电力发展历程，电力工业一直在不断变革中发展壮大，电力管理体制演进大致可分为五个主要阶段，本文对五个阶段的发展情况进行了总结，供大家了解我国电力体制改革的历史沿革和改革特点。
高度集中、计划管控阶段（1949—1978年）
新中国成立初期，电力工业分散在各地，实施军事管制。
1949年10月，中央人民政府成立燃料工业部，直接领导华北地区少数几家电厂和电力公司，后地方电力工业逐渐划归燃料部集中管理。燃料部设立电业管理总局和东北、华北、华东、中南、西南、西北六个区域电管局，完成了新中国对电力工业的第一次集中管理，形成了垂直垄断、计划管控的电力工业管理体制。
1955年7月，一届全国人大二次会议决定设立电力工业部，六大区域电管局撤销，各省电力工业直接由电力部管理和领导。随着各省级电业管理机构逐步充实，电力工业形成中央和地方相结合、以中央领导为主的管理体制。
1958年2月，一届全国人大五次会议决定合并电力工业部与水利部，成立水利电力部。水电部只负责京津唐电网和吉林－辽宁电网两个跨省跨区电网，其他电力下放给各省，这是新中国电力管理体制的第一次拆分。3年后，国家发现分省管理的电力体制影响了电力工业的安全性，而且出现了严重的缺电局面，将电力工业管理权上收，实行以中央为主的管理体制，并形成京津唐、东北、华东、中原和西北五大电网的管理体系，完成了对电力工业的第二次集中管理。
“文化大革命”开始后，1967年7月水电部实行军管，再次将电力工业管理权下放给地方政府。
1975年1月，四届全国人大一次会议恢复了水利电力部，水电部上收东北、北京、华东电业管理局和四川省电力工业局，完成了对电力工业的第三次集中管理。
1949年至1978年期间，中国电力工业发、输、配、售由国家垄断，电力管理体制上由国家电力管理部门集行业管理与企业生产经营多种职能合一，虽然国家电力管理部门多次调整和变更，但未脱离高度集中、计划管控的体制框架。
政企合一、集资办电阶段（1979—1997年）
1979年2月，五届全国人大常委会第六次会议决定将水利电力部分为电力工业部和水利部，第二次成立电力部。1979年5月，国务院以国发〔1979〕184号文明确，电力工业是建立在现代化技术基础上的大生产，必须实行高度的集中统一管理。
1981年4月，山东省政府办公厅印发《关于建设龙口电厂两台 10 万千瓦机组有关问题的会议纪要》，同意由烟台行署通过发行股票的方式解决龙口电厂建设资金问题。8月，电力部致函山东省政府，同意委托山东省电力工业局与烟台行署合资建设经营龙口电厂。龙口电厂建设所需资金，30%由国家投资，70%由烟台通过发行股票筹集。
1982年3月，国务院机构改革，决定水利部与电力部合并，第二次成立水利电力部。1984年5月，水电部以（84）水电财字第41号文下发《关于筹集电力建设资金的暂行规定》，提出为调动各方面办电积极性，补充国家电力建设资金的不足，欢迎各部门、各地方和企事业单位投资电力工程，并可按投资比例分享用电指标。
1984年7月，云南鲁布革水电站引水系统工程开工，鲁布革工程利用世界银行1.454亿美元贷款，日本大成公司中标引水隧洞工程。这是新中国成立后，第一个利用世行贷款，并率先实行国际招标、项目管理等国际工程管理机制的工程，“鲁布革冲击”引发了中国电建行业改革。
1984年12月，水电部召开电力体制改革座谈会，会议提出打破一家办电思想，调动各方面办电积极性。1985年5月，国务院国发〔1985〕72号文，批转国家经委等四部门《关于集资办电和实行多种电价的暂行规定》通知，鼓励地方、部门和企业集资办电，实行“谁投资、谁用电、谁得利”的政策，并实行多种电价。
1985年2月，国家计委、水电部分别转发党中央和国务院领导对《关于利用外资、加快电力建设问题的会议纪要》的批示，决定组建华能国际电力开发公司，利用外资办电，后于1988年8月成立中国华能集团公司，在国家计划中单列。
1987年12月，国务院以国发〔1987〕111号文，批转国家计委关于征收电力建设资金暂行规定的通知，明确对全国所有企业用电原则上均征收电力建设资金，标准为每度电2分钱，随电费缴纳，单立账户，专款专用。1988年1月，电力建设资金在全国范围开始征收。这项政策先在华东“三省一市”（江、浙、皖、沪）试行，征收期至1995年12月31日止，实际延长至2000年底。
1988年4月，七届全国人大一次会议决定撤销煤炭部、石油部、核工业部、水电部，成立能源部。同年7月，国家能源投资公司正式成立。同年10月，国务院以国发〔1988〕72号发布《关于印发电力工业管理体制改革方案的通知》，提出按照“政企分开、省为实体、联合电网、统一调度、集资办电”的方针, 因地、因网制宜, 改革现行电力工业管理体制, 各省电网逐步连接为跨省电网实行统一调度、分级管理，将省电力局改建为省电力公司, 将网局改建为联合电力公司（是跨省电网内各省电力公司及联合电力公司直属单位组成的联合企业，由能源部归口管理, 在国家计划中实行单列），鼓励企业办自备电厂，调动各方面办电的积极性, 形成多渠道、多层次、多模式办电的局面。1993年1月，华北、东北、华东、华中、西北五大电力集团公司成立，与华能集团公司均列在国务院批准的第一批试点的55个大型集团公司之中，后五大电力集团公司陆续改组为国家电力公司的分公司。1991年7月，中国南方电力联营公司在广州成立，其后于1999年12月改组为国家电力公司南方公司。
1993年3月，八届全国人大一次会议决定撤销能源部，分别组建电力工业部和煤炭工业部，第三次成立电力部。
1996年12月，国务院下发国发〔1996〕48号文，决定组建国家电力公司，并明确国家电力公司为经营跨区送电的经济实体和统一管理国家电网的企业法人。1997年1月，国家电力公司成立，由电力部部长兼任国家电力公司总经理。
1979年至1997年期间，中国电力工业在发电市场引入了新的投资主体，改变了长期以来国家独资办电的格局，“电厂大家办，电网一家管”，以集资办电为核心内容的电力投融资体制改革有效解决了电力供给短缺问题，但电力管理体制仍实行政企合一、垂直一体化经营。
政企分开、公司化改组阶段（1998—2001年）
1998年3月，九届全国人大一次会议批准国务院机构改革方案，提出基于电力行业已组建国家电力公司，撤销电力工业部，将电力工业政府管理职能并入国家经贸委。同年8月，国务院印发《国家经贸委职能配置、内设机构和人员编制规定》，明确了国家经贸委电力司的职能与机构设置。
1998年12月，国务院办公厅以国办发〔1998〕146号文下发《转发国家经贸委关于深化电力工业体制改革有关问题意见的通知》，提出推进厂网分开，引入竞争机制，建立规范有序的电力市场；坚持政企分开、省为实体的方针，深化省级电力公司的改革；加快实施全国联网，实现资源优化配置；加快农村电力体制改革，减轻农民负担，促进农村经济发展等。
1999年1月，国务院以国发〔1999〕2号文下发《批转国家经贸委关于加快农村电力体制改革加强农村电力管理意见的通知》，明确：在农电管理体制上，按照政企分开原则，县级管电机构和供电企业实行政企分开，由县经贸委（经委、计经委）行使政府管理职能，供电企业要成为独立核算的实体，行使企业经营职能，将乡（镇）电管站改为县级供电企业所属的供电所或营业所，其人、财、物纳入县级供电企业统一管理，原则上一县一公司（企业实体）并实现县（市）乡（镇）电力一体化管理。直供直管县供电企业要逐步改造成为省（区、市）电力公司的子公司，趸售县供电企业原则上应上划由省（区、市）电力公司直接管理，自供自管县供电企业要按照电力工业改革方向因地制宜、因网制宜，条件成熟的可参照直供直管县、趸售县的改革原则和步骤进行改革；农村电价管理上，实行农村电价与城市电价统筹安排，社会公平负担，首先实现城乡居民生活用电同网同价，然后实现其他用电的同网同价。
1999年5月，国家经贸委印发《关于做好电力工业政企分开改革工作的意见》。2000年6月，国家经贸委印发《关于调整电力行政管理职能有关问题的意见》，明确各省（区、市）将分散在各专业管理部门、行政性公司等单位的政府管电职能，划入经济贸易委员会，实行政企分开，逐步撤销大区电业管理局和省级电力工业局。
1999年9月，广东沙角B电厂在深圳举行移交典礼，这是我国内地第一个成功移交的BOT（建设—经营—转让）项目，由深能集团有限公司与香港合和电力（中国）有限公司合作兴建，合同期为10年。2000年10月，中共十五届五中全会通过了《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十个五年计划的建议》，提出深化电力体制改革，逐步实行厂网分开、竞价上网，健全合理的电价形成机制。
2000年10月，国务院办公厅发出《关于电力体制改革有关问题的通知》，明确了电力体制改革协调领导小组的单位组成和牵头单位，对电力体制改革试点内容作了调整，对政企分开、竞价上网及省为实体试点范围等问题作了明确规定。2001年6月，广东省决定实行电力体制厂网分开改革。8月，原广东省电力集团公司一分为二为广电集团公司和粤电集团公司，分别负责电网和电厂的经营管理，这是在全国率先实行的厂网分开改革。
1998年至2001年期间，电力管理体制实行了以政企分开、公司化改组为主要原则的改革，电力改革解决了电力体制政企不分的问题，让电力工业走入市场经济的轨道，但国家电力公司仍保持了垂直一体化的经营方式，既是电网的运营者，也是电厂的经营者。
厂网分开、政监分离阶段（2002—2012年）
2002年2月，国务院以国发〔2002〕5号文印发《电力体制改革方案》，明确电力体制实施厂网分开，重组发电和电网企业；实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体系；初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制。
2002年3月，国务院批准由国家计委牵头，成立电力体制改革工作小组，负责组织电力体制改革方案的实施工作。2002年12月，国家电力公司拆分为2个电网公司、5个全国性独立发电集团公司和4家辅业集团公司，即：国家电网公司、南方电网公司，中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司，中国电力工程顾问集团公司、中国水电工程顾问集团公司、中国水利水电建设集团公司、中国葛洲坝集团公司，电力行业实现了“厂网分开”。
2003年3月，国家电力监管委员会成立，开始履行电力市场监管职责，实现了“政监分离”。2003年7月，国务院以国办发〔2003〕62号文出台《电价改革方案》，确定电价改革的目标、原则及主要改革措施。2004年3月，国家电监会、国家发展改革委联合印发《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》，明确了开展大用户直购电试点的指导思想、目的和原则。同年12月，国家发展改革委出台煤电价格联动机制措施。2005年2月，国务院以国务院令第432号发布《电力监管条例》，以行政法规形式明确了电力监管机构、监管职责与监管措施。2005年3月，国家发展改革委制定与《电价改革方案》相配套的《上网电价管理暂行办法》《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》三个实施办法。
2007年4月，国务院办公厅以国办发〔2007〕19号文转发《电力体制改革工作小组关于“十一五”深化电力体制改革实施意见》，提出国家“十一五”电力体制改革任务主要是处理厂网分开遗留问题，逐步推进电网企业主辅分离改革，加快电力市场建设，推进大用户与发电企业直接交易，逐步理顺电价机制，研究制定输配分开方案，健全监管体制。2007年底，国务院国资委会同国家电网公司、南方电网公司及相关部委共同制定的《电网主辅分离改革及电力设计、施工单位一体化重组方案》出台。
2009年7月，国家电监会、国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》，为开展直购电试点工作提供了制度依据。同月，国家电监会、国家工商总局联合印发《大用户与发电企业直接交易购售电合同（示范文本）（试行）》和《大用户与发电企业直接交易输配电服务合同（示范文本）（试行）》。同年10月，国家发展改革委、国家电监会和国家能源局联合批复辽宁抚顺铝厂与华能伊敏电厂开展电力直接交易试点，标志着电力用户与发电企业直接交易试点工作正式启动。同年11月，国家电监会印发《电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）》，明确了电力直接交易操作规则。
2010年3月，国家电监会发布《关于规范电力用户与发电企业直接交易试点方案报送工作有关问题的通知》，明确了试点方案报送内容和审批形式，强调任何单位未经国家批准不得擅自进行试点。2009年12月、2010年5月、2012年1月及11月，国家发展改革委、国家电监会和国家能源局三部门又先后批准安徽、福建、江苏、黑龙江四省开展电力直接交易试点。2013年7月，国家能源局综合司下发《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，明确：国家有关部门不再对电力直接交易试点工作进行行政审批，实行差别化的准入政策，促进产业布局优化，平稳有序逐级开放用户，合理确定开展直接交易的电量规模，加快推进输配电价（含损耗率）测算核准工作。
2009年10月，国家电监会、国家发展改革委、国家能源局三部门印发《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》，规范发电企业与电网企业交易价格，跨省、跨区域电能交易价格，电网企业与终端用户之间的交易价格。
2011年9月，国家电网公司与南方电网公司所属的勘测设计企业、施工企业、修造企业，与中国水利水电建设集团公司、中国水电工程顾问集团公司以及中国葛洲坝集团公司、中国电力工程顾问集团公司，分别重组成立中国电力建设集团有限公司、中国能源建设集团有限公司两大电力辅业集团，电力体制改革“主辅分离”取得重要进展。
2002年以来推进的电力体制改革，破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，促进了电力行业快速发展，提高了电力普遍服务水平，初步建立了电力市场主体多元化竞争机制，推进了大用户与发电企业直接交易、跨省区电能交易，电力市场化交易取得重要进展，电价形成机制逐步完善，构建了电力监管体制，电力行业监管积累了重要经验，为新一轮电力体制改革奠定了基础。
新时代政监合一、简政放权与 市场化改革阶段（2013年以来）
2012年11月，党的十八大召开，中国特色社会主义进入新时代。
2013年3月，国务院机构改革，将原国家能源局与原国家电力监管委员会的职责整合，重新组建国家能源局，由国家发展改革委管理。国家能源局主要负责拟订并组织实施电力能源发展战略、规划和政策，组织制定电力、新能源和可再生能源等能源产业政策及相关标准，监管电力市场运行，负责电力安全生产监督管理，核发电力业务许可证及电力行政执法。
国家能源局下设18家派出机构（6个区域监管局、12个省级监管办公室），电力管理体制由“政监分离”转向“政监合一”。电力产业链管理涉及的其他有关职能，分散于自然资源部、生态环境部、水利部、国资委、财政部、市场监管总局、商务部等相关部委。大多数省份成立了由省发展改革委管理的能源局作为地方能源行业管理部门，省一级电力管理职责还分布在发展改革委、工业（经济）信息化厅（委、局）、水利（务）厅（局）等多个部门。
2013年，新一届中央政府大力推进“放管服”简政放权改革，将国务院部门有关能源领域的项目审批权下放给地方政府，对中央与地方有关能源管理权限进行调整。2013年以来，国务院已公布的下放行政审批事项中，涉及能源项目9项，涵盖电力、新能源等领域。企业投资建设非主要河流上的水电站、抽水蓄能电站、火电站（含自备电站）、热电站（含自备电站）、风电站、有关交流电网工程项目核准，由国家发展改革委下放至地方政府投资主管部门。国家能源局将电力业务许可证核发下放至区域能源监管机构，将国家重点建设水电站项目和国家核准（审批）水电站项目竣工验收下放至省级能源主管部门。
2014年6月，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上提出“四个革命一个合作”能源安全新战略，引领我国电力工业进入绿色低碳转型的高质量发展新阶段。
2015年3月，《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）发布，按照“管住中间、放开两头”的思路，正式启动了新一轮电力体制改革工作，电力市场化改革与市场主体多元化发展进入快车道。2015年10月，中共中央、国务院发布《关于推进价格机制改革的若干意见》，要求加快推进能源价格市场化，还原能源商品属性，建立主要由市场决定能源价格的机制。2015年7月，国家发展改革委印发《输配电定价成本监审办法（试行）》，2016年12月印发《省级电网输配电价定价办法》，2017年12月印发《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）》《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，并实现省级电网输配电价改革全覆盖，目前已完成两轮监管周期的输配电价核定工作，初步建立起以“准许成本+合理收益”为核心的电网输配电价监管体系。
另外，2014年11月，国务院办公厅发布《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》，提出实行统一的市场准入制度，在制定负面清单基础上，鼓励和引导各类市场主体依法平等进入负面清单以外的领域，推动能源投资主体多元化。2016年10月，国家发展改革委、国家能源局出台《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》，明确实行以注册制和信用监管为核心的售电公司准入制度，后续又公布了增量配电业务改革试点项目，多元主体参与的电力市场竞争格局自此开始形成。
2021年10月，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户都进入市场，取消工商业目录销售电价。
2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出健全多层次统一电力市场体系，统一交易规则和技术标准，破除市场壁垒，推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，到2025年全国统一电力市场体系初步建成，到2030年全国统一电力市场体系基本建成。2023年9月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力现货市场基本规则（试行）》，对电力现货市场建设目标和建设路径作了明确规划。目前，我国已建成32个省级（地区）电力交易中心和2个区域电力交易中心（北京和广州），多层次统一电力市场体系初具雏形。
2023年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，提出深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全，进一步明确了中国式现代化的电力发展之路。
我国电力体制改革特点
通过梳理电力工业改革发展的历史脉络，可以看出我国电力体制改革存在“三多两少一体化”的特点：
1. 针对电力企业的改革多，着力点放在电力企业拆分重组上；有关改革措施的政策文件多，主要以文件形式出台改革措施和推进实施；产业技术领域和“点式改革”措施多，改革注重电力工业技术创新发展，全行业系统性的“链式改革”不强。
2. 政府自身改革少，电力行业管理机构多头管理，协同度不高；配套法律制度建设措施少，立法和电力改革决策的衔接度不高，相关法律法规立、改、废工作滞后。
3. 电网一体化管理。基于我国的现实国情和电力工业历史沿革，坚持电网统一管理和统一调度，统筹协同，有利于促进全国区域经济协调平衡发展，及时有效处置电网事故，是保持电网长期安全稳定运行的独特体制优势。
中国光伏发电电价十三次调整过程
国家发改委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（发改价格〔2021〕833号 ）20210607
一、2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网。
二、2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。
三、2021年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。
四、鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、陆上风电、海上风电、光热发电等新能源产业持续健康发展。
本通知自2021年8月1日起执行。
国家发展改革委关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知（发改价格〔2020〕511号 ）20200331
各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、物价局，国家电网有限公司、南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：
为充分发挥市场机制作用，引导光伏发电行业合理投资，推动光伏发电产业健康有序发展，现就2020年光伏发电上网电价政策有关问题通知如下。
一、对集中式光伏发电继续制定指导价。综合考虑2019年市场化竞价情况、技术进步等多方面因素，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。
二、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。
三、降低户用分布式光伏发电补贴标准。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。
四、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。
五、鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏产业发展。
本通知自2020年6月1日起执行。
20190428发改价格〔2019〕761号-国家发改委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知
一、完善集中式光伏发电上网电价形成机制
（一）将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价。综合考虑技术进步等多方面因素，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0.40元（含税，下同）、0.45元、0.55元。
（二）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。市场竞争方式确定的价格在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。
（三）国家能源主管部门已经批复的纳入财政补贴规模且已经确定项目业主，但尚未确定上网电价的集中式光伏电站（项目指标作废的除外），2019年6月30日（含）前并网的，上网电价按照《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源〔2018〕823号）规定执行；7月1日（含）后并网的，上网电价按照本通知规定的指导价执行。
（四）纳入国家可再生能源电价附加资金补助目录的村级光伏扶贫电站（含联村电站），对应的I~III类资源区上网电价保持不变，仍分别按照每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元执行。
二、适当降低新增分布式光伏发电补贴标准
（一）纳入2019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（即除户用以外的分布式）光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.10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0.10元。
（二）纳入2019年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式和“全额上网”模式的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.18元。
（三）鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏产业发展。
本通知自2019年7月1日起执行。
20181009发改能源〔2018〕1459号-关于2018年光伏发电有关事项说明的通知
一、今年5月31日（含）之前已备案、开工建设，且在今年6月30日（含）之前并网投运的合法合规的户用自然人分布式光伏发电项目，纳入国家认可规模管理范围，标杆上网电价和度电补贴标准保持不变。
二、已经纳入2017年及以前建设规模范围（含不限规模的省级区域）、且在今年6月30日（含）前并网投运的普通光伏电站项目，执行2017年光伏电站标杆上网电价，属竞争配置的项目，执行竞争配置时确定的上网电价。
20180531发改能源〔2018〕823号-关于2018年光伏发电有关事项的通知
（一）自发文之日起，新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低0.05元，I类、II类、III类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元（含税）。
（二）自发文之日起，新投运的、采用“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低0.05元，即补贴标准调整为每千瓦时0.32元（含税）。采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。分布式光伏发电项目自用电量免收随电价征收的各类政府性基金及附加、系统备用容量费和其他相关并网服务费。
（三）符合国家政策的村级光伏扶贫电站（0.5兆瓦及以下）标杆电价保持不变。
20171219发改价格规〔2017〕2196号-关于2018年光伏发电项目价格政策的通知
一、根据当前光伏产业技术进步和成本降低情况，降低2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.55元、0.65元、0.75元（含税）。自2019年起，纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目全部按投运时间执行对应的标杆电价。
二、2018年1月1日以后投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低0.05元，即补贴标准调整为每千瓦时0.37元（含税）。采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。分布式光伏发电项目自用电量免收随电价征收的各类政府性基金及附加、系统备用容量费和其他相关并网服务费。
三、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保持不变。
20161226发改价格〔2016〕2729号-关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知
根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，降低2017年1月1日之后新建光伏发电和2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价，具体价格见附件1和附件2。2018年前如果新建陆上风电项目工程造价发生重大变化，国家可根据实际情况调整上述标杆电价。之前发布的上述年份新建陆上风电标杆上网电价政策不再执行。光伏发电、陆上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
20151222发改价格〔2015〕3044号-关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知
一、实行陆上风电、光伏发电（光伏电站，下同）上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。为使投资预期明确，陆上风电一并确定2016年和2018年标杆电价；光伏发电先确定2016年标杆电价，2017年以后的价格另行制定。具体标杆电价见附件一和附件二。
二、利用建筑物屋顶及附属场所建设的分布式光伏发电项目，在项目备案时可以选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式；已按“自发自用、余电上网”模式执行的项目，在用电负荷显著减少（含消失）或供用电关系无法履行的情况下，允许变更为“全额上网”模式。“全额上网”项目的发电量由电网企业按照当地光伏电站上网标杆电价收购。选择“全额上网”模式，项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案，并不得再变更回“自发自用、余电上网”模式。
三、陆上风电、光伏发电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
20130826发改价格〔2013〕1638号-关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知
对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元（含税，下同），通过可再生能源发展基金予以支付，由电网企业转付；其中，分布式光伏发电系统自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。
分区标杆上网电价政策适用于2013年9月1日后备案（核准），以及2013年9月1日前备案（核准）但于2014年1月1日及以后投运的光伏电站项目；电价补贴标准适用于除享受中央财政投资补贴之外的分布式光伏发电项目。
光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。
20110724发改价格〔2014〕1594号-关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知
（一）2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、我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）。
（二）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。
20100402发改价格〔2010〕653号-关于宁夏太阳山等四个太阳能光伏电站临时上网电价的批复
核定宁夏发电集团太阳山光伏电站一期、宁夏中节能太阳山光伏电站一期、华电宁夏宁东光伏电站、宁夏中节能石嘴山光伏电站一期发电项目临时上网电价为每千瓦时1.15元（含税）
20080721发改价格〔2008〕1868号-关于内蒙古鄂尔多斯、上海崇明 太阳能光伏电站上网电价的批复
一、核定内蒙古鄂尔多斯伊泰集团205千瓦太阳能聚光光伏电站和上海崇明前卫村太阳能光伏电站上网电价为每千瓦时4元（含税）。
2008年至今
两次批复电价
两次特许权招标
八次发布标杆电价(指导电价)
十一个电价文件
十三次电价调整
中国光伏发电上网电价
每kWh
从4元到全面平价
(直接执行当地燃煤发电基准价)
每次光伏发电电价调整
都是中国光伏发展的里程碑节点
2008年国家发改委第一次明确项目光伏上网电价：每千瓦时4元（含税）
2008年7月21日，国家发改委发改价格〔2008〕1868号文件中核定内蒙古鄂尔多斯伊泰集团205千瓦太阳能聚光光伏电站和上海崇明前卫村太阳能光伏电站上网电价为每千瓦时4元（含税）；
2020年3月31日，国家发改委发布I类资源区集中式光伏电站指导价每千瓦时0.35元（含税）。
国家发展改革委关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知（发改价格〔2020〕511号 ）文件中规定：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。
导读-光伏制造行业规范条件 ↓↓↓
- 工信部：《光伏制造行业规范条件（2021年本）》和《光伏制造行业规范公告管理暂行办法（2021年本）》20210311
- 公开征求对《光伏制造行业规范条件（2020年本）》（征求意见稿）的意见 20200529
- 工信部关于开展光伏制造 锂离子电池 印制电路板行业规范公告工作的通知（工电子函〔2019〕75号）20190214
- 工信部公告《光伏制造行业规范条件（2018年本）》20180115
- 20150325工业和信息化部公告《光伏制造行业规范条件（2015年本）》
- 20131012工信部电子〔2013〕405号-关于印发《光伏制造行业规范公告管理暂行办法》的通知
- 20130916工业和信息化部-制定《光伏制造行业规范条件》(2013年本)
企业名单
- 工信部公告2020第46号：符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第九批）/撤销企业名单（第四批）20201117
- 工信部公告2019第64号：符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第八批）/撤销企业名单（第三批） 20191231
- 20181229工信部2018第72号-符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第七批）、撤销光伏制造行业规范公告企业名单（第二批）、6家光伏制造规范企业变更公告信息予以公告
- 20180302工电子函〔2018〕107号-关于开展光伏制造行业规范公告申报工作的通知
- 20170704公示拟公告的符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第六批）
- 20170609工业和信息化部-关于拟撤销光伏规范公告企业名单（第一批）的公示
- 20160522工业和信息化部公告符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第五批）
- 20150820工业和信息化部-公告符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第四批）
- 20141120工业和信息化部公告符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第三批）
- 20140623工业和信息化部公告符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第二批）
- 20131230工业和信息化部公告符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第一批）
导读-光伏发电“领跑者”计划：
标签： 光伏发电“领跑者”计划、 光伏领跑实施、 光伏领跑监测
| 基地 | # | 容量(MW) | # | 招标时间及结果 | # | 并网时间 |
| 第三批：2017年领跑基地 | 5000 | |||||
| 山西大同二期 | 500 | |||||
| 山西寿阳 | 500 | 20181230 | ||||
| 陕西渭南 | 500 | 20181220 | ||||
| 河北海兴 | 500 | 20180211 | 20181228 | |||
| 吉林白城 | 500 | 20181220 | ||||
| 江苏泗洪 | 500 | 20181228 | ||||
| 青海格尔木 | 500 | 20181229 | ||||
| 内蒙古达拉特 | 500 | 20181210 | ||||
| 青海德令哈 | 500 | 20181224 | ||||
| 江苏宝应 | 500 | 20181228 | ||||
| 2017年技术领跑基地 | 1500 | |||||
| 江西上饶 | 500 | |||||
| 山西长治 | 500 | |||||
| 陕西铜川 | 500 | |||||
| 第二批：2016年领跑基地 | 5500 | |||||
| 冬奥会光伏廊道 | 500 | 20181119 | ||||
| 阳泉采煤沉陷区 | 1000 | 20180928 | ||||
| 芮城县 | 500 | 20180707 | ||||
| 包头采煤沉陷区 | 1000 | 20181210 | ||||
| 乌海采煤沉陷区 | 500 | 20180629 | ||||
| 两淮采煤沉陷区 | 1000 | 20180927 | ||||
| 济宁汶上采煤沉陷区 | 500 | 20180622 | ||||
| 新泰采煤沉陷区 | 500 | 20170929 | ||||
| 第一批：光伏领跑基地 | 1000 | |||||
| 大同一期 | 1000 | 2016年6月 |
领跑者相关文件
20181128国能综通新能〔2018〕168号-关于光伏发电领跑基地奖励激励有关事项的通知
20171229国能发新能〔2017〕88号-国家能源局关于2017年光伏发电领跑基地建设有关事项的通知
20171130国能发新能〔2017〕76号-国家能源局关于公布2017年光伏发电领跑基地名单及落实有关要求的通知
20171122国家能源局-2017年光伏发电领跑基地优选结果公示
20170922国能发新能〔2017〕54号-关于推进光伏发电“领跑者” 计划实施和2017年领跑基地建设有关要求的通知
20160603国能新能〔2016〕166号-关于下达2016年光伏发电建设实施方案的通知
导读结束-光伏发电“领跑者”计划：
| 序 | 省份+发文单位 | # | 公示 | # | 公告 |
| 17 | 安徽省能源局-风电 | 20181228 | |||
| 16 | 宁夏自治区发改委 | 20181112 | 20181226 | ||
| 8 | 上海市发改委-光伏 | 20181225 | |||
| 15 | 江西省能源局 | 20181224 | |||
| 14 | 吉林省能源局 | 20190107 20181221 |
|||
| 13 | 山西省能源局 | 20181219 | |||
| 12 | 陕西省能源局 | 20181212 | |||
| 11 | 湖北省发改委 | 20181212 | |||
| 10 | 甘肃省发改委 | 20181204 | |||
| 9 | 黑龙江省发改委 | 20181203 | |||
| 8 | 上海市发改委-风电 | 20181130 | |||
| 7 | 辽宁省发改委 | 20181123 | |||
| 6 | 福建省发改委 | 20181119 | |||
| 5 | 广西发改委 | 20181115 | |||
| 4 | 北京市发改委 | 20181102 | |||
| 3 | 天津市发改委 | 20181102 | |||
| 2 | 云南省能源局 | 20181101 | |||
| 1 | 海南省发改委 | 20181031 |
导读-光伏扶贫
- 国土资源部关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见（国土资规〔2017〕8号）20170925
- 国土资源部关于发布《光伏发电站工程项目用地控制指标》的通知 （国土资规〔2015〕11号）20151202
- 国家林业局关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知 （林资发〔2015〕153号 ）20151127
- 国土资源部等六部委关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见（国土资规〔2015〕5号）20150918
光伏、风力发电等项目使用戈壁、荒漠、荒草地等未利用土地的，对不占压土地、不改变地表形态的用地部分，可按原地类认定，不改变土地用途，在年度土地变更调查时作出标注，用地允许以租赁等方式取得，双方签订好补偿协议，用地报当地县级国土资源部门备案；对项目永久性建筑用地部分，应依法按建设用地办理手续。对建设占用农用地的，所有用地部分均应按建设用地管理。
各地光伏/风电用地政策
- 陕西发改委、自然资源厅关于规范光伏复合项目用地管理的通知（陕发改能新能源〔2020〕933号）20200708
- 海南关于进一步保障和规范光伏发电产业项目用地管理的通知20200410
- 冀关于规范光伏复合项目用地管理有关事项的通知(冀发改能源〔2019〕1104号)20190813
- 广西能源局关于规范我区光伏发电站用地管理的通知（桂能新能〔2018〕23号）20180702
- 20180616鲁国土资规〔2018〕4号-关于保障和规范光伏项目用地管理的通知（附政策解读）
