聚焦｜我国电力发展与改革形势分析（2020）

表6 2009～2019年电力行业能耗情况（单位：克/千瓦时，%）

电力行业污染物排放多年下降明显。据中电联统计，2018年，烟尘排放总量同比下降19.2%，二氧化硫排放总量下降17.5%，氮氧化物排放总量下降15.8%。近十年来，单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧人物排放量也持续下降。

我国煤电超低排放机组近9亿千瓦。根据生态环境部公布信息，2019年我国实现超低排放的煤电机组累计约8.9亿千瓦，占总装机容量的86%。2019年，中国华能累计289台、96%的煤电实现超低排放；中国大唐集团超低排放燃煤机组容量占比达97.04%；华电集团超低排放机组占比超过90%；国家能源集团在运常规煤电机组全部实现超低排放。我国将持续推进煤电行业超低排放和节能升级改造，加快打造高效清洁、可持续发展的煤电产业“升级版”，或将推动电力行业污染物排放水平进一步降低。此外，据中电联统计数据显示，2006～2018年，电力行业累计减少二氧化碳排放约137亿吨。

表7 2009～2018年电力行业排放总量情况（单位：万吨）

注：2016年数据来源于国家能源局发布资料，其他来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》

表8 2009～2018年电力行业排放绩效（单位：克/千瓦时）

注：数据来源于中电联历年《中国电力行业年度发展报告》

电能替代加速推进。2018年，全国累计完成替代电量1558亿千瓦时，比上年增长21.1%。国网2019年完成电能替代项目9.7万个，电能替代电量达到1802亿千瓦时，同比增长33%；以电代油减排6052万吨二氧化碳，以电代煤减排1.20亿吨二氧化碳；工业加工领域替代电量911亿千瓦时，长江流域港口建成岸电近200套。南网2019年全网累计实施电能替代项目超过4524个，增加替代电量264亿千瓦时，其中，在粤港澳大湾区新增2522个，全年完成替代电量147.63亿千瓦时；实现岸电用电量同比增长42%，广东全省实现内河港口岸电全覆盖；全年电动汽车充电量达3亿千瓦时。

七、全国电力行业经济效益出现分化，企业发展向高质量升级

（一）

电网企业营收情况良好，利润持续下降

总体上看，电网企业营收情况良好，但增长速度放缓，利润持续下降。其中，2019年，国网资产总额达到4.1万亿元，同比增长5.5%；营业收入2.66万亿元，同比增长3.9%，增速较上年降低4.6个百分点；售电量44536亿千瓦时，同比增长5.13%；实现利润770亿元，同比降低1.26%，为近六年来最低，但降幅有所收窄，较上年减少6.4个百分点。南网资产总额为9329亿元，增长14.5%；营业收入5683亿元，增长5.77%，增速较上年降低3.43个百分点；售电量达到10518亿千瓦时，同比增长7.6%；净利润（含研发支出）152亿元，增长9.4%。行政性降低电价、降低电网环节收费、输配电价改革、政策性投资等对电网企业营收和利润指标影响较大。

电网企业力求“主业精、新业兴”，推动电力新业态持续发展。主要电网企业以数字化转型为突破口，推动传统电网转型升级，并积极布局战略新兴产业。国网2019年初明确了建设“三型两网、世界一流”能源互联网企业目标，此后发布《泛在电力物联网白皮书2019》，明确泛在电力物联网建设内容，加快战略目标落地。南网落实定位“五者”、转型“三商”的新发展战略，《数字化转型和数字南网建设行动方案（2019年版）》是其重要的战略实施指南。

主要电网企业均积极发展综合能源服务、电动汽车服务、能源电商、智能芯片等新业务、新业态。其中，2019年，国网实现综合能源服务业务收入110亿元，同比增长125%。国网旗下车联网平合新接入充电桩15万个，公共充电桩接入率超过80％，建成国内首座360千瓦大功率快充站；南网电动汽车充电服务平台已顺利完成对网内7个电动汽车充电平台的整合工作，新平台共有充电桩数据3.23万个。

（二）

发电企业整体盈利持续回升，但火电经营形势仍比较严峻

2019年，从多个中央发电企业的主要经济绩效指标看，整体盈利稳步增长。其中，中国华能营业收入同比增长8.7%，利润总额同比增长37.1%；中国华电全年实现销售收入同比增长9.4%，利润总额同比增长37.1%；国家电投营业收入同比增长20.4%，净利润同比增长59.6%；国家能源集团营业收入同比增长3.4%，利润总额同比增长6.3%。

特别值得关注的是，中央发电企业降杠杆减负债成效明显。2019年，电力行业资产负债率较年初下降超过1个百分点。其中，据公开数据显示，中国华能资产负债率降至72.8%；中国华电资产负债率为72.8%，同比下降4.75个百分点，连续11年下降；国家电投资产负债率75.61%，较年初下降近3个百分点；国家能源集团资产负债率为59.6%，同比降低1.18个百分点。

煤电企业经营仍然困难。2019年，火电利用小时数仍处于低迷状态。电煤价格方面，中电联公布的数据显示，中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）各期综合价自2019年2月以来，呈现价格前高后低的态势，震荡幅度收窄，全年综合价仍超过《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》规定的绿色区间上限（500～570元/吨），国内煤电企业采购成本仍居高位。统计显示，2018年我国煤电亏损面54.2%；2019年，电煤价格总体高位波动，全国煤电亏损面仍超50%。

八、电力体制改革深入推进

2019年的电力体制改革深入推进。电力市场化交易电量持续提升，中长期市场交易规则不断完善；增量配电业务试点已启动第五批申报；八个电力现货市场试点陆续开展结算试运行，实际检验了市场方案规则设计和技术支持系统，部分非试点地区现货市场的研究建设取得积极进展；电力辅助服务市场范围不断扩大。

启动第二轮电网输配电定价成本监审。首轮输配电成本监审共核减不相关、不合理费用约1284亿元，平均核减比例15.1%。2019年国家发展改革委发布《关于开展第二监管周期电网输配电定价成本监审的通知》，部署对全国除西藏以外的30个省份34个省级电网和华北、华东、东北、西北、华中5个区域电网全面开展新一轮输配电成本监审。

增量配电业务改革稳步推进。历经三年时间，国家已启动四批增量配电业务改革试点，共批复404个试点，其间取消24个。2019年有132个增量配电项目获得电力业务许可证。2019年10月28日国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于请报送第五批增量配电业务改革试点项目的通知》，正式启动第五批试点项目的申报工作。剩余的380个试点中，约三分之二确定业主。其中，国网经营区域确定增量配电项目业主138个；南方五省区共62项，截至2019年底，已有44个项目确定业主。

电力市场化交易规模持续提高。2019年全国电力市场化交易电量28344亿千瓦时（省内中长期交易电量占比81%，省间交易电量占比19%）。目前，约50%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成，中电联数据显示，2018年度全国煤电参与市场化交易部分电量的电价，较燃煤标杆电价的平均下浮率为11.24%。2019年出台的《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》则进一步扩大了电力市场化交易程度。截至2019年12月24日，湖南、云南、河北南网、陕西、冀北、重庆、新疆、湖北、辽宁、吉林、宁夏、贵州等11个省级电网宣布全面放开经营性电力用户参与电力市场化交易，不再受电压等级和用电量限制。

售电侧改革持续推进，市场主体数量不断增加。截至2019年底，已注册的售电公司达4000余家。国网区域内各电力交易平台累计注册市场主体14.8万家；南方五省区在各交易平台注册的市场主体共计44144家，电源类型涵盖火、核、水、风、光伏；南方区域在各电力交易机构注册的售电公司累计达到760多家。

电力交易机构股份制改造有所推进。全国已建立北京、广州两个区域电力交易中心和33个省（区、市）电力交易中心。截至2019年底，完成10家股改。其中，南网范围内的6家电力交易中心已经全部完成股份制改造。国网范围内，山西、湖北、重庆完成，北京交易中心引入战略投资者。据分析，这10家电力交易机构完成股改后，电网企业的持股比例在60%～80%之间，持股比例最少的在昆明，为50%，持股比例最高的在贵州，为80%；国网在其范围内4家电力交易中心的股份占比均为70%，其余企业股份占比大部分为10%以下。

首批8个电力现货市场建设试点进入结算试运行。除了这8个试点和西藏自治区以外，国家要求各地因地制宜编制电力现货市场建设方案，并于2019年12月底前完成。此外，东北三省一区电力现货方案完成初步设计；广东、广西、云南、贵州、海南五省区现货市场均纳入南方区域电力现货市场框架内实施。

辅助服务市场扩大。截至目前，20个省份启动电力辅助服务市场建设。新疆、甘肃、山东、福建、江苏等近20个省（区、市、地区）的调峰市场已投入运行（含模拟运行、试运行），山东、山西、福建、广东等6个省（区、市、地区）的调频市场已投入运行（含模拟运行、试运行）。2019年下半年，广西、海南、河北、华中等电力调峰辅助服务市场进入模拟运行阶段，西北五省（区）加区域“1+5”的辅助服务市场体系实现全覆盖，华中电力调峰辅助服务市场自10月12日开始模拟运行，抽蓄电站、自备电厂等泛在调节资源已经纳入市场，而且华中电网首次实现了储能电站省间资源配置。南方区域调频辅助服务市场的技术系统2019年11月投入试运行，自2019年11月5日起，区域系统与现有南方（以广东起步）调频辅助服务市场技术支持系统同步试运行。

2019年政府工作报告提出“一般工商业平均电价再降低10%”的要求，政府、电网、发电企业通过减税降费、降低输配电价、上网电价等方式落实国家部署，据国家发展改革委披露的数据，2019年降低企业用电成本846亿元。

九、2020年电力发展展望

综合来看，我国经济长期向好的基本面没有改变，2020年电力行业面临的国内外经济环境更加复杂，电力发展有巨大潜力和强大动能，2020年电力行业高质量发展的势头仍将持续。

（一）

电力消费增速稳中趋缓

未考虑新冠肺炎疫情冲击时，中电联等机构预计，2020年全社会用电量将延续平稳增长，在没有大范围极端气温影响的情况下，预计2020年全国全社会用电量比2019年增长4%～5%。这一预测与2019年4.5%的实际增速基本持平。疫情发生后，多个研究团队根据疫情的持续时间以及对经济发展的影响作出不同情景的预测，通过分析疫情期间停工停产造成的全社会用电量损失，调减用电增速预期。根据中央对国内疫情防控形势作出最新判断，“以武汉为主战场的全国本土疫情传播基本阻断”。综合不同预测看，疫情造成的全社会用电量损失多在1500亿～2500亿千瓦时，拉低用电增长约2～3.5个百分点，全面复工复产、经济社会秩序恢复后用电量补涨，“新基建”对电力依赖偏高等因素将抬升用电增长，总体预计2020年全社会用电量增速较上年进一步降低。

（二）

发电装机增速基本平稳，非化石能源发电装机比重继续提高

非化石能源发电新增装机已稳居全国新增发电装机的主体地位，推动其在发电装机中的比重继续提高。预计2020年全国新增发电装机1.1亿千瓦左右，较2019年的规模约增加800万千瓦，其中，非化石能源发电新增装机将在7500万千瓦左右，约占全部发电新增装机的三分之二，占比较去年提升3～5个百分点。新增装机较去年的增量主要在于风电、光伏发电投产装机增长，预计2020年风电新增装机在2900万千瓦左右，光伏新增装机规模3400万千瓦左右，分别较去年约增加300万、700万千瓦。

预计2020年底全国发电装机容量21.2亿千瓦，增长5.5%左右，增速基本与上年持平；非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至43.2%，比2019年底提高1.3个百分点左右。

（三）

全国电力供需总体平衡

2020年，全国电力供需形势将延续总体平衡态势，并趋向总体宽松，局部地区个别时段存在电力供应缺口。由于发电装机增速快于用电增长，且新增发电装机中新能源占主体，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时将将较去年的3825小时进一步降低。局部地区的清洁能源消纳形势趋于严峻，但全国有望延续去年向好态势，完成清洁能源消纳三年行动计划的2020年目标。

（四）

电力投资稳中有升，特高压投资增长明显

为了发挥好有效投资在稳增长中的关键作用，2020年电力投资将加大，但前期停工停产引起电力工程建设工期缩短，将影响实际完成投资额，预计电力投资总体上将扭转“十三五”以来的下滑态势，企稳回升，重返8000亿元以上投资规模。其中，特高压作为中央明确的“新基建”七大领域之一，在2020年中的投资将提速，带动电网投资显著增加。其中，国网近期多次调整电网投资规模，目前预计安排电网投资4500亿元，较年初安排的4080亿元，增加约10.3%。其中，全年特高压建设项目投资规模从近千亿元升至1811亿元，特高压投资占比有大幅提升。

（五）

主要电力企业转型升级，促进行业效益总体提升

2020年，主要电力企业将以供给侧结构性改革为主线，在电力体制改革、国资国企改革等多重改革中，根据企业功能定位，既聚焦主责主业，又科学布局战略性新兴业务，提质增效、转型升级、“争创一流”。电网企业将更加回归公益类公司属性，着力优化用电营商环境。主要发电企业不断提升化石能源清洁化、清洁能源规模化的水平，加强专业化重组，扩大电力市场化交易规模。主要电力企业的发电、电网、电力装备制造以及其他多元化辅业等大类产业板块将出现深度调整，剥离重组。从经营情况看，用电增速放缓，将整体上影响主要电力企业营收。2月至6月阶段性降低用电成本将进一步加剧电力企业的经营困难；燃煤成本预期下行、更加激烈的市场竞争、新能源建设成本下降等多个因素交织，将增加主要发电企业营收的不确定性。

（六）

电力体制改革向前推进

党的十八届三中全会公报指出，到2020年，在重要领域和关键环节上取得决定性成果。电力领域改革是其中重要内容，电力体制改革也将持续深入推进。在推进第二轮输配电价成本监审、电力市场建设、增量配电等改革中，2020年改革成果的亮点将主要体现在电力市场建设和电力交易机构独立规范运行方面。其中，市场主体在签订2020年中长期合同时要做到有量、有价、有曲线，将有力完善电力批发市场，建立健全电力市场化交易机制，确保中长期市场与现货市场的有效衔接；电力现货市场建设试点连续结算的周期进一步加长，陆续稳妥启动连续结算运行；年底前将基本建立电力辅助服务市场机制。电力交易机构独立规范运行工作进一步形成共识而提速，年底前北京、广州2家区域性交易机构和省（自治区、直辖市）交易机构中电网企业持股比例降至50%以下。