我国电力发展与改革形势分析（2021）

七、电力体制改革深入推进

（一）

输配电价监管体系基本完善

2020年1月，国家发展改革委印发《区域电网输电价格定价办法》和《省级电网输配电价定价办法》。据此定价办法，在完善定价制度、严格成本监审的基础上，9月核定了第二监管周期5个区域电网输电价格，制定出台了省级电网第二监管周期输配电价，印发了《关于核定2020～2022年区域电网输电价格的通知》《关于核定2020～2022年省级电网输配电价的通知》，考虑到2020年应对疫情降电价（电费）的影响，新的输配电价从2021年起执行。这标志着我国输配电价监管体系基本完善。与第一监管周期相比，第二监管周期输配电价核定在诸多方面取得了重要突破，表现为“一个全面、三个首次”，即全面完善了定价规则，规范了定价程序，实现了严格按机制定价；首次实现了对所有省级电网和区域电网输配电价核定的一次性全覆盖，首次核定了分电压等级理论输配电价，首次将“网对网”外送输电价格纳入省级电网核价。

（二）

电力交易机构股份制改造提速

2020年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》，明确电力交易机构单一股东持股比例不得超过50%。截至2020年7月，国家电网公司经营区内北京电力交易中心和27家省级电力交易机构全部完成股份制改造，28家电力交易机构共引入非电网企业股东超过240家，四成电力交易机构引入民营企业参股，国家电网公司对28家电力交易机构的持股比例全部降至80%以下。其中，北京电力交易中心增资协议签约，引入10家投资主体，国家电网公司股权被稀释至70%。

2020年9月，广州电力交易中心有限责任公司增资项目在北京产权交易所正式披露。本次增资完成后，南方电网公司持股比例约为39%，南方五省区政府出资企业持股比例约39%，新进不超过7家投资者合计持股不超过22%。广州电力交易中心有望成为全国首家实现电网企业持股比例低于50%的电力交易机构。

（三）

电力中长期交易规则更加完善

2020年6月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力中长期交易基本规则》，对2016年发布的《电力中长期交易基本规则（暂行）》进行了修订，重点从市场准入退出、交易组织、价格机制、安全校核、市场监管和风险防控等方面进行补充、完善和深化，新增“配售电企业、储能企业”等市场成员，新增月内（多日）交易周期，提出“滚动撮合交易”这一交易方式和“允许探索容量市场和容量补偿机制的设计”，用户侧购电价格增加了辅助服务费用，丰富了交易周期、交易品种和交易方式，优化了交易组织形式，提高了交易的灵活性和流动性。

（四）

电力现货市场开展长周期结算试运行

继2019年全国首批8个电力现货市场建设试点全部启动结算试运行之后，2020年，试点连续结算试运行的周期进一步拉长，同时相关配套规则进一步完善。2020年3月底，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》。4月30日，甘肃电力现货市场结算试运行在稳定有序运行43天后退出，率先完成长周期结算试运行。6～7月，福建实现全月连续结算试运行。8月，山西、南方（以广东起步）电力现货市场开展了首次全月结算试运行，标志着试点走向实际现货市场运行更近一步。其中，南方（以广东起步）试点是全国唯一实现发用两侧同时参与的市场，与其他7个试点有显著区别。11月，山东实现全月结算试运行，并试行容量补偿电价，取得了初步效果。

（五）

电力辅助服务市场实现全国全覆盖

2020年，全国范围基本建立电力辅助服务市场机制，完成《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》主要目标。一是覆盖范围进一步扩大，实现全国全覆盖。区域省间辅助服务市场方面，国网经营区内除西南区域外，其他五个区域相继出台了区域省间辅助服务市场运营规则，其中，华中电力调峰辅助服务市场4月首次开展调电结算试运行。南方区域统一调频辅助服务市场系统于11月17日正式投入运行，是全国首个上线运行的区域调频市场系统，该调频市场预计年底启动试运行。省内辅助服务市场方面，国网经营区内除上海、四川、西藏三省市外，其余省份均出台了辅助服务市场运营规则。4月，福建调频辅助服务市场在试运行一年后转入正式运行。5月，湖南省电力辅助服务市场启动模拟运行。6月，《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》印发。11月，《江西省电力辅助服务市场运营规则（试行）》印发；国家能源局华北监管局修订《河北南网电力调峰辅助服务市场运营规则》。二是市场参与主体日趋多元。河北、浙江、安徽等13个省级和1个区域级市场明确了需求侧响应资源和储能的市场主体地位。三是主要为调峰辅助服务，部分省市开展了调频辅助服务和备用辅助服务。五个区域全部开展了省间调峰辅助服务市场，湖南省开发了适应湖南电网的深度调峰交易、启停调峰交易、旋转备用交易和紧急短时调峰交易四个交易品种。

（六）

增量配电改革稳步前行

自增量配电改革启动以来，国家发展改革委、国家能源局分五批次明确了459个试点，其中，国网范围内试点483个，陆续发布二十余份文件，从项目业主确定、配电区域划分、增量配电网投资建设与运营、部分试点退出等多方面予以指导和规范，并展开项目督查，但总体看，增量配电业务虽稳步前行，取得初步成效，但总体效果不及预期。据《2020年增量配电发展研究白皮书》统计，在前四批404个试点中，取消24个试点、202个试点确定招标方式、250个试点确定业主、118个试点公布股比、150个试点确定供电范围、138个试点取得电力业务许可证（供电类）。目前，网对网的身份与电价、调度、存量资产处置、难以接入电源等问题制约项目试点落地。

（七）

持续降低用电成本

电网公司落实《国家发展改革委办公厅关于疫情防控期间采取支持性两部制电价政策 降低企业用电成本的通知》和2020年政府工作报告“降低工商业电价5%政策”。2020年上半年，国家电网累计降低客户用电成本450亿元。其中，减免大工业企业电费211亿元、一般工商业企业电费110亿元，支持性两部制电价政策减免电费129亿元。预计全年减免电费约926亿元。南网全年降低用户用电成本200亿元、惠及工商业用户840万户。

八、2021年电力发展展望

（一）

电力供需总体平衡，保障能力将不断增强

2021年，是我国实施“十四五”规划开局之年、全面建设社会主义现代化国家新征程开启之年。疫情变化和外部环境存在诸多不确定性，国内外经济环境复杂，我国经济面临转型升级的重要任务，能源发展也将进入关键期。

在上年低基数情况下，预计2021年全国电力供需总体平衡、局部地区高峰时段电力供应偏紧甚至紧张。中电联预测，2021年全社会用电量增速前高后低，全年增长6%～7%。针对2021年可能出现的电力供应紧张情况，中电联建议，切实落实国家关于煤炭的保供稳价措施。密切跟踪经济走势、电力需求、天气变化，合理安排电网运行方式，加强电网运行方式和电力电量平衡协调。

（二）

加速低碳转型，推动煤电尽早达峰

推动实现碳达峰、碳中和，能源是主战场，电力是主力军。电力行业将加速低碳转型，推动煤电尽早达峰。

煤电碳排放是能源行业碳排放最大来源。电力结构调整任重道远，“十四五”期间亟需严控煤电总量、优化布局，统筹有序推进煤电规划实施。发挥电力系统煤电保底的支撑作用，同时，要继续推进机组灵活性改造，加快煤电向电量和电力调节型电源转换，实现煤电尽早达峰并在总量上尽快下降。

（三）

提升灵活调节能力，构建以新能源为主体的新型电力系统

中央财经委员会第九次会议提出，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。

能源电力新增装机将主要由可再生能源来实现。到“十四五”末，可再生能源将从原来能源电力消费的增量补充，变为能源电力消费增量的主体。为接纳占比日益攀升的新能源，要构建相适应的电力产供储销体系，提升电力系统灵活调节能力，推动源网荷储互动融合，提升系统运行效率。要加大新型电力系统关键技术的推广应用，推进电力市场建设和体制机制创新。要完善清洁能源消纳长效机制，加速电力结构低碳转型。

（四）

电力投资稳中有升，新能源投资增长明显

据部分发电集团的“十四五”新能源装机规划数据，全国风能、太阳能、生物质能等非化石能源的投资和开发力度会提速，带动上下游及电网投资增长。“新基建”的重点领域，新能源汽车充电桩投资力度会继续加大，也将带动电网投资以及车网协同发展。

（五）

电力体制改革进一步深化，促进资源优化配置

中央财经委员会第九次会议作出深化电力体制改革的部署。2021年将以第二轮输配电价核定为契机，理顺电价形成机制，进一步扩大跨区跨省电力交易，加快完善可再生能源消纳市场机制和碳市场机制、完善辅助服务市场、加速电力现货市场建设以及各市场之间的衔接。2021年，从连续结算试运行周期看，8个试点地区将陆续开展3个月以上连续结算试运行，具备条件地区或将开展连续不间断结算运行；从现货试点范围看，大部分地区将陆续启动现货市场改革试点工作，南方（以广东起步）电力现货市场也将逐步纳入其他四省（区）。市场规则、交易组织流程以及技术支持系统将在实践中进一步检验完善。

2020年全国电力工业统计快报一览表

（总注：本文所引用数据均来自权威部门资料。因统计口径不同等原因，部分数据存在相互出入问题，个别较去年版本做了修正，或根据实际情况进行了调整。对于不影响总体判断的数据，保留了原始引用数据。）