中国能源大数据报告（2021）——电力篇-第6页-北极星售电网

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特高压建设方面，2020年，山东-河北环网、张北-雄安、蒙西-晋中、驻马店-南阳（配套）、乌东德-广东、广西（简称“昆柳龙直流工程”）、青海-河南等特高压线路建成投运。至2020年，我国共建成投运30条特高压线路。其中，国网共26条特高压，分为14条交流特高压和12条直流特高压；南网有4条直流特高压。此外，云贵互联通道工程、阿里与藏中电网联网工程等重点项目也已建成投产。

2020年全国供电服务质量稳步提升。上半年全国平均供电可靠率99.8869%，同比上升0.0323个百分点；用户平均停电时间4.94小时/户，同比减少1.38小时/户，其中故障平均停电时间2.45小时/户，预安排平均停电时间2.49小时/户。上半年城市地区平均供电可靠率99.9554%，用户平均停电时间1.95小时/户；农村地区平均供电可靠率99.8614%，用户平均停电时间6.05小时/户。

2020年，“获得电力”服务水平持续提升，用电营商环境持续优化。在全球190个经济体中，我国营商环境排名连续大幅跃升，2019年排至第31位，其中“获得电力”排名由2018年的98位跃升至第12位，被世界银行评价为“已接近或位于全球最佳实践的前沿”。

四、电力体制改革

我国已初步形成在空间范围上覆盖区域、省级，在时间周期上覆盖年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内实时电力现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、可再生能源消纳权重等交易品种的市场体系结构。2020年，我国电力市场参与主体不断增多，电力市场化交易规模及占比持续扩大，交易机构股份制改造取得积极进展，市场开放度显著提升，市场活力进一步释放。

1.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。

2.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。

3.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。

4.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。

5.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。

6.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。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。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）。

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。

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