新华财经北京1月22日电（新华社经济分析师雷文芝、薛尚文）2019年我国全社会用电量稳步增长，全年增速预计在5%左右，第三产业和居民用电量成为拉动用电量增长的主要因素，电力消费结构日益优化。截至2019年底，全国发电装机容量预计可达20亿千瓦左右，同比增长5.3%，全国电力供需总体平衡，迎峰度冬期间少数地区偏紧。2019年电力体制改革深入推进，持续推动电力市场化交易，规范开展中长期市场交易，稳步推进增量配电业务改革和电力现货市场建设试点，不断扩大电力辅助服务市场范围，完成一般工商业电价再降10%任务，煤电联动机制取消，但电改过程中仍存困难。展望2020年，电力供需将延续当前发展态势，全年增速预计在4%-5%，在能源生产革命和能源消费革命的引领下，电力消费结构和电源结构都将进一步优化，电力市场化改革持续推进，市场化交易电量比重不断提高。
一、2019年电力供需总体平衡
（一）2019年电力需求增速趋缓
2019年我国经济形势复杂多变，内外部环境不确定性增加，但总体上发展平稳。用电量与经济发展密切相关，2019年我国全社会用电量保持稳步增长，增速回落。国家能源局数据显示，2019年1-11月我国全社会用电量65144亿千瓦时，同比增长4.5%。其中，第一产业用电量708亿千瓦时，同比增长5.1%；第二产业用电量44127亿千瓦时，同比增长3.0%；第三产业用电量10842亿千瓦时，同比增长9.4%；城乡居民生活用电量9468亿千瓦时，同比增长5.7%。据中国电力企业联合会预计， 2019年全年全社会用电量增长5%左右，增速比2018年有所回落。
2019年，在国内外复杂的经济形势下，我国经济依然保持稳步增长。2019年，我国第二产业及其制造业用电量增速相对平稳，高技术及装备制造业、消费品制造业、其他制造业用电实现平稳增长。
第三产业用电量较快增长、贡献突出。信息传输/软件和信息技术服务业、租赁和商务服务业、房地产业、批发和零售业、交通运输/仓储和邮政业用电量实现快速增长。随着电能替代力度的加大及电能应用领域的扩展，批发和零售业中的充换电服务业用电量，以及交通运输/仓储和邮政业中的港口岸电用电量同比实现大幅增长。
得益于国家近年来加大农网改造升级力度和深入推进脱贫攻坚战等举措，以及乡村电气化水平的提高，乡村居民用电增速超过城镇居民用电增速。
（二）电力消费结构日益优化
1.三产和居民用电比重逐步扩大
在全社会用电量保持平稳增长的同时，电力消费结构正日益优化。从近年来数据看，第二产业用电比重逐步收缩，第三产业、居民用电比重逐步扩大，尤其是自2015年以来这一趋势愈发明显。
在用电量方面，虽然第二产业仍然占据最大的比重，但增速已经减小。2019年1-11月增速最高的是第三产业和居民用电，这两部分是拉动用电量增长的最大边际因素。2019年1-11月，第三产业和居民用电已占据总用电量31.1%，累计同比增长分别达到9.4%、5.7%。随着新兴服务业进一步快速增长和城乡居民生活水平的提高，用电结构将进一步向三产和居民倾斜。
2.电能替代快速增长
近年来，我国电能替代快速发展。国家能源局的数据显示，2019年前三季度，我国电能替代保持较快增长，替代量合计达1600亿千瓦时，同比增长超30%。预计2019年全年新增替代电量约2000亿千瓦时。
分领域看，2019年前三季度工业、交通运输、居民生活、农业领域电能替代比重分别占59%、8%、7%、3%；分产业看，冶金电炉、辅助电动力、建材电窑炉、工业电锅炉等电能替代量合计比重接近55%。
2019年前三季度，南方电网累计实施电能替代项目3664个，实现电能替代电量220亿千瓦时。
（三）电力供需总体平衡
1.电力供需总体平衡，迎峰度冬期间少数地区偏紧
国家能源局数据显示，2019年1-11月份，全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量18.74亿千瓦，同比增长5.6%，增速比2018年同期提高0.3个百分点。根据中电联的预计，2019年底全国发电装机容量达到20亿千瓦左右，同比增长5.3%；其中，水电3.6亿千瓦、并网风电2.1亿千瓦、并网太阳能发电2.0亿千瓦、核电4875万千瓦、生物质发电2200万千瓦左右。非化石能源发电装机容量合计达到8.3亿千瓦左右、占总装机容量比重上升至42%，比2018年底提高1个百分点左右。
中电联预计，2019年全国电力供需总体平衡，个别地区电力供需偏紧。分区域看，华北、华中区域用电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、西北区域电力供应富余。
2019年1-11月份，全国发电设备累计平均利用小时3469小时，比上年同期降低50小时。其中，水电、太阳能发电设备平均利用小时数增加，火电、核电、风电减少。根据中电联的预计，2019年火电设备利用小时4330小时左右。
电力生产安全运行可靠。2019年，国家能源局组织实施电力设备安全和电力建设工程施工现场安全两个专项监管，加强工程质量监督。2019年发生直接经济损失100万元以上的电力设备事故数量同比减少4起，电力建设人身伤亡事故同比减少12起，死亡人数减少10人。
2019年，国家能源局有序推进大面积停电事件应急预案编制和应急演练，全国31个省级政府全部完成预案编制、32家省级电网企业完成预案演练，全年未发生大面积停电事件，未发生重特大安全事故；组织开展电力可靠性信息核查，及时分析、发布电力可靠性信息，为电力系统和设备可靠运行提供了技术支撑。“利奇马”台风、四川宜宾地震等18次重大自然灾害得以成功应对，1100余万用户供电得到及时抢修恢复。
2.电网利润下降严控投资
在输配电价格改革和输配电定价成本监审的背景下，随着用电量增速放缓，2019年电网企业经营压力增大，甚至出现亏损现象。
国家电网发布的2019年三季报显示，前三季度国家电网净利润同比下降12.77%。国家电网是我国乃至全球最大的电网企业，其总资产逐年增加，截至2019年9月底，国家电网资产总额4.07万亿元。受输配电价下调等因素影响，2019年国家电网利润出现下滑。2019年1-9月，国家电网实现利润总额580.39亿元，净利润434.26亿元，均同比下降。
国家电网表示，因电网业务收益率大幅下降，首轮监管期多轮次下调输配电价，政策性投资任务持续增加，各级企业亏损面持续扩大，投资能力不断降低，其经营发展面临前所未有的挑战。
为应对经营压力，国家电网和南方电网都开始收缩投资。2019年底，国家电网提出严格控制电网投资，主动适应输配电价改革和降价预期，提升公司经营绩效。南方电网印发的《优化投资和成本管控措施（2019年版）》提出，要强化电网投资全过程管控及投入产出机制建设，非管制业务要聚焦战略转型方向优化布局。
截至2019年6月底，南方电网资产总额8516.48亿元，同比增长4.5%；总负债5169.81亿元，同比增长4.97%。营业收入2626.97亿元，同比增长6.31%；利润总额102.18亿元，同比增长6.15%；净利润78.68亿元，同比增长6.11%。
3.清洁能源投资快速增长
2019年清洁能源领域投资快速增长，非化石能源投资成电源投资主体，农网改造、清洁能源送出消纳工程快速推进。
2019年1-11月份，全国主要发电企业电源工程完成投资2471亿元，同比增长9.2%。其中，水电672亿元，同比增长18.1%；火电529亿元，同比下降21.4%；核电265亿元，同比下降29.8%；风电892亿元，同比增长84.8%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的82.7%，比2018年同期提高7.5个百分点。
2019年1-11月份，全国电网工程完成投资4116亿元，同比下降8.8%。国家电网预计2019年完成电网投资约4500亿元，同比继续呈现下降趋势。其中，农网改造投资1590亿元，提前一年完成国家规划确定的新一轮农网改造升级任务；开工110（66）千伏及以上输电线路5.2万公里、变电容量3.1亿千伏安；投产110（66）千伏及以上输电线路5.1万公里、变电容量3亿千伏安；建成甘肃750千伏三通道等一批新能源送出消纳工程，经营区域新能源并网容量同比增长14%、发电量同比增长15%，新能源利用率达到96.7%，提前一年达到95%以上的目标。
（四）电力绿色发展水平提高
2019年电力装机绿色转型持续推进。截至2019年11月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量18.7亿千瓦，同比增长5.6%，增速比上年同期提高0.3个百分点。1-11月份，全国新增发电装机容量7606万千瓦，同比减少2271万千瓦。其中，非化石能源新增装机4189万千瓦，占全部新增装机的55%。
2019年非化石能源发电量快速增长。1-11月份，全国规模以上电厂发电量64796亿千瓦时，同比增长3.4%，增速比上年同期回落3.5个百分点。其中，非化石能源发电量18274亿千瓦时，比2018年同期增长9.7%。
2019年，电力行业积极推进煤电节能升级改造、淘汰落后产能、实施电能替代等工作。供电标准煤耗、输配电线损率待主要能耗指标较2018年均有所下降。
全国平均供电煤耗持续下降。2019年1-11月份全国6000千瓦及以上火电厂平均供电标准煤耗为308.3克/千瓦时，比2018年同期降低1克/千瓦时，煤电机组供电煤耗水平持续处于世界先进水平。
全国平均供电线损率下降。2019年1-11月份全国线损率为5.45%，同比下降0.36个百分点。
全国发电累计厂用电率略有上升。2019年1-11月份，全国平均厂用电率4.7%，比2018年同期提高0.03个百分点。
二、2019年电改取得新突破但仍有待深入推进
（一）电力体制改革取得新突破
1.输配电价改革再进一步
第二轮输配电成本监审开启。输配电价改革作为电力体制改革的关键环节，其核心是“管住中间、放开两头”，对电网的监管方式，要由过去的购销价差管理模式，改革为以成本为基础核定独立输配电价管理模式。
在首轮输配电成本监审取得历史性突破的基础之上，2019年1月，国家发展改革委启动第二轮电网输配电成本监审工作的实地审核，将改革向纵深推进。此次监审范围包括全国除西藏以外的30个省份省级电网和华北、华东、东北、西北、华中5个区域电网。
为了深入推进输配电价改革和电力市场化作用的发挥、合理有效降低实体经济用电成本，2019年5月国家发展改革委和国家能源局印发了《输配电定价成本监审办法》，新的办法进一步强化了成本监审的约束和激励作用，细化了成本监审审核方法，规范了成本监审的程序要求。以新的监审办法为基础，2019年12月，国家发展改革委对省级与区域电网两级电网定价征求意见。
一般工商业电价再降10%的任务完成。2019年政府工作报告中提出，深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。
为实现这一目标，国家发改委2019年5月印发了《国家发展改革委关于降低一般工商业电价的通知》，明确了四条主要降价措施，并要求各地抓紧研究降低当地一般工商业电价的具体方案。
国家电网2019年全面完成一般工商业平均电价再降低10%任务，降低用户成本负担641亿元。南方电网预计2019年可降低工商业用户成本140亿元。
2.电力市场化建设进一步加快
2019年电力体制改革深入推进。持续推动电力市场化交易，规范开展中长期市场交易，稳步推进增量配电业务改革和电力现货市场建设试点，不断扩大电力辅助服务市场范围。
市场交易电量比重大幅提高。国家能源局预计2019年电力市场化交易电量2.3万亿千瓦时、占全社会用电量的32%，同比提高约6%，调峰交易电量达到400亿千瓦时，为实体经济减少电费支出约750亿元。
电力辅助服务市场范围不断扩大。目前，全国19个地区已启动电力辅助服务市场，挖掘系统调峰潜力约6500万千瓦，预计2019年可增加水电、风电、核电等清洁能源发电量超过850亿千瓦时，发电企业获得补偿费用约260亿元。
电力现货市场建设试点稳妥推进。2019年6月26日，随着内蒙古电力多边交易现货市场模拟试运行启动仪式的举行，国家发展改革委、国家能源局确定的第一批8个电力现货市场建设试点全部进入试运行阶段，我国电力市场建设取得又一重要突破。
根据广东、山东、四川、山西、蒙西等试点发布的实施方案或者运营规则，在市场模式、市场架构、交易品种、交易组织、价格机制等方面，各试点地区既保持了大致的统一，也体现出具体的不同。比如，在市场模式上，有些试点选择了集中式，而有些试点则选择了分散式；在跨省区交易方面，有的试点推出了省间市场，有的则尚未建立省间市场；有的试点在初期尚未开展现货辅助服务市场；在现货价格形成方面，有的试点采用分时节点电价机制，有的试点则于初期采用系统分时边际电价。
2019年8月，国家发改委、国家能源局公布《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，就合理设计电力现货市场建设方案、统筹协调电力现货市场衔接机制、建立健全电力现货市场运营机制、强化提升电力现货市场运营能力、规范建设电力现货市场运营平台等多个方面提出详实指导，如鼓励各地差异化探索、建立促进清洁能源消纳的现货交易机制等。
这是对八个电力现货试点地区初步经验总结的基础上，国家层面对我国现代电力市场建设的顶层再设计，将有利于相关工作的加速推进。
规范开展电力中长期交易。随着电力体制改革深入推进，电力市场化交易逐步发展起来。2019年，国家发改委、国家能源局先后出台了《关于加强电力中长期交易监管的意见》《关于做好2020年电力中长期合同签订工作的通知》等文件，规范开展电力中长期市场交易，鼓励大水电、大核电、高效清洁煤电等跨省跨区优先发电电源与受电省签订5年或10年以上的长期合同。
《关于加强电力中长期交易监管的意见》将电力市场化改革9号文发布以来市场上出现的一些问题进行了总结，并有针对性地提出12项措施规范电力中长期交易，对其进行监管。在电力市场化交易过程中的不正当竞争和串通报价等行为将被严格禁止。
《关于做好2020年电力中长期合同签订工作的通知》在鼓励市场主体协商签订中长期合同时，充分借鉴上下游电价联动机制经验，采用灵活可浮动的价格机制，理顺和打通电力及其上下游行业的价格市场化形成机制。明确未签合同市场主体不享有电力现货交易权利。
经营性电力用户发用电计划全面放开。作为新一轮电改“放开两头”的重要环节，发用电计划放开改革逐步扩围，2017年3月提出“逐年减少既有燃煤发电企业计划电量”，2018年7月提出“全面放开煤炭、钢铁、有色、建材四大行业用户发用电计划”，2019年迈出关键一步。
2019年6月，国家发改委发布的《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》明确，经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开，提高电力交易市场化程度。除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户均属于经营性电力用户。推进全面放开经营性发用电计划有关工作将进一步提高电力交易市场化程度。
电力交易机构股份制改造实现新突破。2019年12月31日，北京电力交易中心增资协议签约仪式在北京举行，共引入五大电力央企、中国长江三峡集团、中国核能电力公司、中国石化集团资产经营管理公司、国投电力公司、华润电力公司等10家投资者，新增股东持股占比30%。这是国家电网推动电力交易机构独立规范运行的重要举措，标志着北京电力交易中心股份制改造完成了关键一步。
央企混改引进战略投资者。2019年12月16日，国家电投黄河项目增资引战签约仪式在北京产权交易所举行。该项目共引入中国人寿、工商银行、农业银行、中国国新、国投集团、浙能集团、云南能投、金石投资等8家战略投资机构总计242亿元，将用于开发青海海南州、海西州等大型清洁能源基地。这一项目不仅创下北交所史上募资金额最大单，成为央企混改引入战略投资第一大项目，而且也是2019年国内能源电力领域股权融资最大项目。
煤电价格联动机制取消，执行“基准价+上下浮动”市场化机制。2019年10月21日，发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，并要求各省份直辖市在11月15日上报各省份的燃电上网电价改革方案。截至2019年12月31日，已有重庆、广西、天津、上海、河南、河北、山东、浙江、贵州等地发布了改革方案。其中重庆、上海、河南、河北、山东、贵州改革方案与发改委指导方案一致。浙江、广西以及天津的电价改革方案则根据本省情况，在细则上有所调整。
浙江表示，该省居民、农业和暂不具备市场交易条件的工商业用户用电对应的统调燃煤机组上网电量，2020年暂按照各机组当月统调燃煤机组上网电量的40%确定，执行基准价，并继续执行超低排放电价政策。
广西省的改革力度强于发改委的指导意见。广西明确，在实际市场化交易中，电价下浮可适当低于15%的幅度，对于符合市场交易条件但没有签约的燃煤发电电量，由电网企业按照市场各交易品种的平均交易价格统一收购，具体电量由经济运行行政主管部门会同能源行政主管部门与电网企业确定。
天津的上网电价改革方案与发改委指导意见基本一致。但其方案提出，国投津能发电1、2号机组以及国华盘山发电1、2号机组中，未参与市场交易的上网电量，仍参照政府核定的上网电价标准执行。
（二）增量配电和输配电价改革仍显缓慢
增量配电推动慢。2016年11月以来，国家发改委、国家能源局先后分四批在全国范围内开展了404个增量配电业务改革试点，鼓励社会资本投资配电业务，有效提高配电网运营效率，优化供电服务，降低配电成本。
在试点工作推进过程中，部分项目由于前期负荷预测脱离实际、未与地方电网规划有效衔接、受电主体项目没有落地等原因，不再具备试点条件。2019年，总计24个项目申请取消增量配电业务改革试点。
当前增量配电试点改革进入了深水区，目前存在的问题主要体现在：项目优选机制有待完善、配电业务范围划分和电网存量资产处置困难、行业管理作用发挥不到位、增量配网价格机制配套不够、实际负荷不如规划预期。
2019年11月1日，国家发改委、国家能源局联合下发通知，第五批增量配电试点项目开始申报。虽然大多增量配电项目停滞不前已被业界诟病许久，国家推进增量配电改革的决心没有动摇。当前，增量配电改革进入第四个年头，需要各方共同努力。
输配电价改革依然任重道远。自2002年厂网分开以来，我国输配电价改革已有17年之久。改革的初衷是降低输配电价，截至目前，输配电价不降反升。过网费、交叉补贴是被质疑的两大主要因素。
2019年5月，国家发改委、国家能源局联合修订出台新版《输配电定价成本监审办法》，明确提出“电网企业未实际投入使用、未达到规划目标、重复建设等输配电资产及成本费用不列入输配电成本”。
针对交叉补贴的问题，国家发改委2019年12月发布的《省级电网输配电价格定价办法(修订征求意见稿)》提出，结合电力体制改革进程，合理测算政策性交叉补贴规模，妥善处理政策性交叉补贴问题。而这种原则性的表述透露出的信息是，如何厘清交叉补贴仍是一块难啃的骨头，缺少实现手段。
三、2020年电力供需总体平衡
（一）电力需求将延续当前增长态势
2020年电力消费将延续当前稳步增长态势，用电结构将持续优化。目前全球经济增速放缓、国际市场需求减弱，外贸出口压力加大，同时2019-2020年冬季全国大部分地区气温或相对偏暖，将制约用电量增长；但同时由于2020年需实现GDP翻一番的目标、多措并举持续释放内需潜力、电能替代大力推广以及电价下降、2019年电力消费基数相对不高等多因素有利于促进后续电力消费增长。因此初步预计在平水年、没有大范围极端气温情况下，2020年全社会用电量同比增长4%至5%。从消费结构看，第三产业和城乡居民生活用电量比重持续提升，第二产业用电量比重持续下降，电力消费结构持续优化。
（二）装机容量持续增长，电源结构进一步优化
2020年电力供应将呈现“总体平衡、局部地区时段性偏紧”发展态势。综合考虑现有发电装机规模、新增发电装机速度、非化石能源发电装机比重提升步伐、煤电装机控制规模等因素，预计2020年全年新增发电装机容量约1亿千瓦，其中水电、核电、风电、太阳能发电等非化石能源发电装机容量超过8.5亿千瓦。综合发电设备利用小时数、跨区域电力交易和各地区的电力供给情况，预计全年电力供应能力总体充足，除局部地区在部分高峰时段供需偏紧外，大部分地区供需总体平衡，其中，华东和南方地区供需总体平衡，华北和华中地区部分用电高峰时段电力供需偏紧，东北和西北地区电力供应较为富余。
四、2020年电力行业展望
燃煤发电上网电价形成机制2020年将完善。相比已经沿用了16年的煤电标杆电价+联动机制，2020年起执行的“基准价+上下浮动”的新机制不仅考虑了煤价变化因素，还考虑到了电力供需形势，更加符合电力市场化改革的要求。2020年暂不上浮、一般工商业电价只降不升的决定则有利于实体经济发展。
电力交易机构股份制改革向前再迈一步。新一轮电改4年多来，全国各地电力交易中心组织架构组建完成。截至目前，全国已建立北京、广州两个国家级电力交易中心和33个省（区、市）电力交易中心。随着北京电力交易中心股改，势必将带动其他电力交易机构加快股改步伐，为实现独立规范运行奠定基础。
输配电价政策有待细化。“管住中间，放开两头”是新一轮电力体制改革的基本路径，而“管住中间”的核心抓手就是输配电价改革。当前输配电价改革的核心是厘清各类成本、把账算清，从机制上把电网“过网费”和发售电价区别开来，才能真正释放发电侧、用电侧的竞争性环节电力价格，即“放开两头”，让电力市场化改革真正落地。
电力市场化交易扩大。2020年我国电力市场化改革将持续推进，各省交易规模、范围和类型均有扩大趋势。随着输配电价的进一步明晰，电力市场化交易规模预期将继续扩大，预计2020年市场化交易电量将达到5.5万亿千瓦时。
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