中国能源大数据报告(2020年)—电力篇

1.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年初，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。之后，国家发展改革委、国家能源局联合修订出台《输配电定价成本监审办法》，强化成本监审约束和激励作用，细化成本监审审核方法，规范成本监审程序要求。

2.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。

3.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%），市场交易电量占全社会用电量比重较上年进一步提升。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》进一步扩大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。

4.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。

5.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家交易中心股改。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。

6.首批8个电力现货市场建设试点进入结算试运行

2019年，全国首批8个电力现货市场建设试点进入结算试运行阶段。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。

7.辅助服务市场扩大

截至2020年初，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。

此外，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，政府部门、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。

六、电力发展趋势

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。

1.电力消费增速稳中趋缓

2020年一季度，全社会用电量15698亿千瓦时，同比下降6.5%。其中，3月全社会用电量回升，同比下降4.2%。数据表明，此前多方预测的新冠肺炎疫情造成的全社会用电量损失（约1500亿～2500亿千瓦时）基本符合实际。预计二季度开始全社会用电量增速进一步回升。中电联预计，全年全社会用电量同比增长2%~3%，低于2019年4.5%的增速。

2.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，预计2020年全国新增发电装机1.2亿千瓦左右，其中，非化石能源发电新增装机将在8900万千瓦左右。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43.6%，比2019年底提高1.7个百分点左右。

3.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，局部地区个别时段存在电力供应缺口。分区域看，预计华北、华中区域部分省份高峰时段电力供需偏紧；华东、南方区域电力供需总体平衡；东北、西北区域电力供应能力富余。受用电需求趋缓影响，局部地区的清洁能源消纳形势趋于严峻。

4.电力投资稳中有升，特高压投资增长明显

一季度，电源投资596亿元，同比增长30.9%，电网投资365亿元，同比下降30.9%。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，将扭转“十三五”以来的下滑态势。其中，近期主要电网企业表示，大幅调增特高压投资，预计2020年特高压投资将提速，带动电网投资显著增加。

5.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。数据显示，一季度两大电网净利润较上年同期缩水约198.8亿元；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。

6.电力体制改革向纵深推进

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。

1.国家统计局发电量数据统计口径为全部工业企业，与中电联采用全口径统计存在数据差异。

2.火电包括燃煤发电量，燃油发电量，燃气发电量，余热、余压、余气发电量，垃圾焚烧发电量，生物质发电量。

节选自《电力决策与舆情参考》2020年5月15日第18、19期