1949-1978年：电力工业初兴，处于高度集中、计划管控阶段
1949年至1978年期间，我国电力工业发、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，但并未脱离高度集中、计划管控的体制框架。
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。这是新中国的电力管理体制的第一次拆分。
1961年，国家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。
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。
1979-1997年：政企合一、集资办电阶段
1979年至1997年期间，我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、垂直一体化经营模式。
这一阶段，我国通过推行“集资办电”，解决电力建设资金不足问题。电力部提出利用部门与地方及部门与部门联合 办电、集资办电、利用外资办电等办法来解决电力建设资金不足的问题,并且对集资新建的电力项目按还本付息的原则 核定电价水平，打破了单一的电价模式，培育了按照市场规律定价的机制。
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。同年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。
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《关于鼓励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。
1998-2001年：政企分开、公司化改组阶段
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。
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；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。
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。
电价的构成
目前，我国电价已从过去的政府目录电价机制，逐渐向市场化定价模式过渡。整个发电流程中的参与方，也在通过电 价的传导机制回收其应得的合理成本，获得合理的收益。 以目前放开程度、市场化程度较高的工商业用户终端电价为例，根据《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事 项的通知》，其终端电价由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加构成。
电力市场的体系与结构
完整的电力市场通常由多个部分（子市场）共同构成，各子市场的集合即为电力市场体系。电力市场体系实质是电力 市场交易体系，包括市场主体、交易对象、交易类型、价格形成机制等方面。电力市场的各子市场相互联系、相互制 约，共同形成合力，推动整个能源电力经济的发展。 电力市场体系中各类市场的划分有不同维度，一般有交易数量和额度、市场性质、交易品种、时间、竞争模式等维度。
建立全国统一电力市场的必要性
新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设稳步有序推进，市场交易方式不断丰富、市场规模不断扩大，多元竞争 主体格局初步形成，八个电力现货试点市场陆续开展了长周期结算试运行，五个电力现货试点开展不间断连续结算试 运行，三个电力现货试点已陆续转入正式运行，市场交易体系基本形成，我国电力市场化改革和建设取得了显著成效。 但随着改革的不断深入，一些制约我国电力市场良好发展的深层次、根本性问题逐渐凸显，如电力市场体系不完整、 功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等。 因此，加快建设全国统一电力市场体系，实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵 活调节能力，已成为下一步电力改革的重要课题。
新时期电力系统发展总体方向——构建新型电力系统
面对当前经济社会发展、能源结构变化等新形势，2021年3月15日，总书记在中央财经委员会第九次会议上对能源电 力发展作出了系统阐述，首次提出构建新型电力系统。党的二十大报告强调加快规划建设新型能源体系，为新时代能 源电力发展提供了根本遵循。
何为新型电力系统：新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要 目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为有力支撑，以坚强、智能、 柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统，是新型能源体系的重要组成部分和 实现“双碳”目标的关键载体。
何为特高压
特高压诞生的背景：我国电力资源与负荷不均，我国80%以上的能源资源分布在西部、北部，而70%以上的电力消费 集中在东部和中部，供需距离相距约800-3000km，且电力资源不易存储，如果没有办法强力输送出去，资源就会浪费。 但面对这样大规模长距离的输电，如果用超高压等级输送线路损耗、系统稳定和短路电流问题就会非常严重，所以要 采用特高压输电来解决这样的问题。
国内电力辅助服务市场规模及结构
截至2023年6月底，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦。2023年上半年，全 国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%，较2019年上半年的130.31亿元增长约113%，其中市场化补偿费用 204亿元，占比73.4%。
目前，国内电力辅助服务市场以调峰、调频、备用为主，调峰为主要辅助服务类型。2019年上半年，三项辅助服务补 偿费用分别占当期电力辅助服务费用的38.44%/20.73%/36.38%，到2023年上半年，三项占比变为60%/19.4%/16.2%， 调峰服务占比明显提升。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
