年度重磅 | 我国电力发展与改革形势分析（2021）

2020年9月，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于全面提升“获得电力”服务水平持续优化用电营商环境的意见》，提出到2022年底前，在全国范围内实现居民用户和低压小微企业办电零上门、零审批、零投资；高压用户办电省力、省时、省钱，推动用电营商环境持续优化。全国范围内用电营商环境将在政府部门和企业的共同推动下持续优化。

五、全国电力投资回升，创近十年新高

（一）

电力总投资同比增长9.6%，为近十年最高水平

据国家能源局数据显示，2020年全国电源基本建设投资完成5244亿元，电网基本建设投资完成4699亿元，两项合计投资达到9943亿元，同比增长9.6%。这是在2016～2018年投资接连收缩后的第二年增长。

表7 2011～2020年全国电力投资情况（单位：亿元）

从近十年数据来看，电力投资总体呈增长态势，“十二五”期间年均投资约为7800亿元，“十三五”期间年均投资约为8800亿元。2020年是近十年电力投资的最高水平，2012年电力投资7393亿元为近十年最低。

图17 2011～2020年全国电力投资总量及增速情况（单位：亿元，%）

（二）

电力投资结构再次调整，网源投资差距继续缩小

2020年全国电源基本建设投资占电力投资比重的53%，较上一年增加8个百分点；电网基本建设投资占电力投资的比重为47%，较上一年降低8个百分点。

图18 2019年与2020年电网电源投资比重对比

近十年来，电力投资结构出现较大变化。“十二五”前三年电源投资虽略高于电网投资，但二者占比相当；自2014年起，电网投资持续增长，2018年电网投资接近电源投资近2倍，达到历史峰值；2019年二者的差距缩小，为952亿元，2020年二者的差距继续缩到500余亿元。

图19 2011～2020年电网电源投资变化情况（单位：亿元）

（三）

电网投资同比降低6.2%，为“十三五”期间最低水平

2020年全国电网基本建设投资完成4699亿元，投资持续减少，同比降低6.2%，较2019年降低313亿元，成为“十三五”期间最低投资额，与“十二五”末电网投资额相当。回看近十年，电网投资呈现倒V形，“十二五”期间整体呈上升趋势，“十三五”期间整体呈下降趋势。

（四）

新能源投资大幅上扬，火电投资连续五年下滑

2020年全国电源基本建设投资完成5244亿元，同比增长29.2%，可再生能源投资大幅上涨。其中，水电投资1077亿元，同比增长19.0%；风电投资2618亿元，同比增长70.6%，投资受到2020年风电光伏平价上网项目的拉动；火电投资553亿元，同比下降27.3%，降幅进一步扩大，这与能源转型、严控新增煤电投资政策及煤电投资回报下降关系较大；核电投资378亿元，同比降低22.6%，成为近十年的最低水平，与2008年投资额同在400亿元内。

近十年来，电源投资结构也出现明显变化，其中，火电投资有五年占比排名第一，水电有二年占比第一，风电有二年占比第一。2015年、2019年、2020年风电投资分别为火电的1倍、2倍、4倍，2020年光电投资超过火电。

图20 2011～2020年不同电源投资情况（单位：亿元）

六、主要能耗指标持续下降，超低排放煤电机组9.5亿千瓦

供电标准煤耗持续下降。据国家能源局发布的数据，2020年全国供电标准煤耗305.5克/千瓦时，同比再降0.9克/千瓦时，十年累计下降了23.5克/千瓦时。我国燃煤机组煤耗已连续四年优于《电力发展“十三五”规划》中“燃煤发电机组经改造平均供电煤耗低于310克标准煤/千瓦时”的规划目标。

图21 2010～2020年供电煤耗和降幅（单位：克/千瓦时，%）

全国线损率再创新低。据国家能源局发布的数据，2020年全国线损率5.62%，同比下降0.31个百分点，继续保持在6%以下，已经达到《电力发展“十三五”规划》中“到2020年，电网综合线损率控制在6.5%以内”的目标。通过电网设施改造更新等技术手段，以及更加科学的管理考核等诸多措施，全国线损率十年累计降低0.9个百分点。在全社会用电量超过7.5万亿千瓦时的情况下，这一成绩单相当于每年节约用电676亿千瓦时。

2020年厂用电率尚未见公开数据，但总体呈现的下降趋势不变。2019年，全国厂用电率下降至4.67%，比上一年降低0.02个百分点。其中，火电6.01%，比上年升高0.06个百分点。随着非化石能源发展和煤电机组技术提升，厂用电率下降的难度将越来越大，且升降不一。

图22 2011～2020年全国线损率情况（单位：%）

表8 2011～2020年电力行业能耗情况

电力行业污染物排放持续下降。燃煤电厂超低排放改造持续推进，全国超低排放煤电机组累计达9.5亿千瓦。据中电联统计，2019年，烟尘排放总量同比下降14.29%，二氧化硫排放总量下降10.1%，氮氧化物排放总量下降3.13%。近十年来，污染物排放下降明显。烟尘排放总量由2010年的160万吨下降到2019年的18万吨，排放绩效由每千瓦时0.5克下降到0.038克；二氧化硫排放总量由2010年的926万吨下降到2019年的89万吨，排放绩效由每千瓦时2.7克下降到0.187克；氮氧化物排放总量由2012年的948万吨下降到2019年的93万吨，排放绩效由每千瓦时2.4克下降到0.195克。

表9 2010～2019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，其他数据来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》。

表10 2010～2019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》。

电能替代再创新高。2020年，国家电网实现电能替代电量超过2000亿千瓦时，终端电气化水平达到27%。南方电网实现电能替代电量314亿千瓦时，其中广东207亿千瓦时。“十三五”期间全国电能替代规模超过8000亿千瓦时，占新增用电规模的44%。

北方地区清洁取暖“煤改电”加速推进。据国家能源局公开数据显示，截至2020年底，北方地区清洁取暖率达到约65%，京津冀及周边地区、汾渭平原两大重点区域清洁取暖率达80%以上。国家电网全面完成2020年北方15省份10248项“煤改电”配套电网工程建设任务，惠及北方地区17028个村271.1万户居民，其中包括京津冀周边及汾渭平原重点区域15950个村242.3万户居民。2018～2020年，国家电网共为863万户居民实施“煤改电”，新增电供暖面积6.79亿平方米。

充电设施覆盖率大幅提升。中国电动汽车充电基础设施促进联盟数据显示，2020年全国充电基础设施增量为46.2万台，累计数量达168.1万台，同比增长37.9%。充电设施覆盖全国450座城市，覆盖率约为90%，全年充电量约为100亿千瓦时。

碳市场建设稳步推进。自2013年陆续开市以来，我国持续推进全国碳市场制度体系建设，2017年底，印发《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》，以首批纳入全国碳市场的1700余家发电企业为突破口，正式启动全国碳排放权交易体系。截至2020年底，北京等七个试点碳市场总体保持了平稳运行的态势，形成了各具特色的试点碳交易体系。试点碳市场在普遍覆盖了辖区电力、钢铁、水泥等高排放行业的基础上，结合辖区排放特征，纳入了陶瓷、建筑等领域。同时，试点碳市场还逐步丰富了市场主体、交易产品与方式，除重点排放单位外，现有1082家（含1家境外投资机构）非履约机构和11169个自然人参与试点碳市场；在配额和国家核证自愿减排量（CCER）现货交易的基础上，探索开展了碳期货等碳金融业务，创新碳普惠模式，不断提高配额有偿分配比例，提高碳定价效率。

据生态环境部数据显示，中国试点碳市场已成长为配额成交量规模全球第二大的碳市场。截至2020年8月末，七个试点碳市场配额累计成交量为4.06亿吨，累计成交额约为92.8亿元。在二级市场交易方面，七个试点碳市场配额累计成交量约3.8亿吨，累计成交额达81.3亿元，构成了市场流通的主体部分。

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。