《中國能源大數據報告(2020)》重磅推出，這是中電傳媒能源情報研究中心連續第五年出版中國能源大數據報告。報告以大量數據描繪了我國能源發展情況。

中國能源大數據報告(2020)

第四章 電力行業發展

本章作者 鄭徐光

一、電力生產

1.全國發電量1超7.5萬億千瓦時，非化石能源發電占比繼續提升

2019年，電力生產供應能力持續提升，結構進一步優化。據國家統計局發布的國民經濟和社會發展統計公報，2019年，全國發電量75034.3億千瓦時，同比增長4.7%，增速較上年降低3個百分點。其中，火電發電量252201.5億千瓦時，同比增加2.4%;水電13044.4千瓦時，同比增長5.9%;核電3483.5億千瓦時，同比增長18.3%。另據中電聯全口徑統計，其中，風電4057億千瓦時，同比增長10.9%;2243億千瓦時，同比增長26.3%;生物質發電1111億千瓦時，同比增長20.4%。

(數據來源：國家統計局)

圖5-1 2010～2019年全國發電量及增速情況(單位：億千瓦時，%)

從電量結構看，可再生能源發電量達20455.4億千瓦時，同比增加約1761億千瓦時;可再生能源發電量占全部發電量比重為27.7%，同比上升1個百分點。全國非化石能源發電量23938.9億千瓦時，比上年增長10.7%，占全國發電量的比重為32.6%，比上年提高1.7個百分點，非化石能源電力供應能力持續增強。

表5-1 2009～2019年全國發電量總量構成

2.全國發電裝機規模突破20億千瓦，同比增速有所放緩

截至2019年底，全國發電裝機容量201066萬千瓦，比上年末增長5.8%，增速較上年降低0.7個百分點。2019年新增發電裝機容量10173萬千瓦，同比降低約20.4%。

從裝機總量看，近十年來，我國發電裝機保持增長趨勢。2010～2019年，我國發電裝機累計容量從9.66億千瓦增長到20.11億千瓦，已連續七年穩居全球第一裝機大國地位。

從裝機增速看，自2015年之后，我國裝機增速呈下降趨勢。繼2018年創出6.5%的十年新低之后，2019年再度“下探”——電力裝機增速僅達到5.8%，低于GDP6.1%的增速，高于全社會用電增速1.3個百分點。

圖5-2 2010～2019年全國電力裝機及增速情況(單位：萬千瓦，%)

從新增發電裝機規模看，連續七年新增容量過億千瓦。其中，2015、2017年我國新增發電裝機超過1.3億千瓦，在十年新增裝機排名中居前兩位。受經濟下行壓力增大、電力供需形勢變化等影響，2018、2019年我國新增裝機規模連續下滑。2019年全國新增發電裝機規模大幅減少，比上年少投產2612萬千瓦，同比降低約20.4%。

圖5-3 2010～2019年全國新增電力裝機容量情況(單位：萬千瓦)

3.發電裝機結構持續優化，非化石能源發電裝機占比近41%

2019年，我國電源結構持續優化。截至2019年底，火電裝機容量119055萬千瓦(包括煤電10.4億千瓦、氣電9022萬千瓦及生物質發電2254萬千瓦等)，增長4.1%;水電裝機容量35640萬千瓦，增長1.1%;核電裝機容量4874萬千瓦，增長9.1%;并網風電裝機容量21005萬千瓦，增長14.0%;并網太陽能發電裝機容量20468萬千瓦，增長17.4%。

表5-2 2010～2019年全國電力裝機結構

從電源結構看，火電占比進一步降低，約59.2%，較上一年降低1個百分點，風電、光電、核電等非化石能源占比則進一步增加，占比近41%。從十年歷史數據來看，非化石能源裝機比重明顯上升。2019年火電裝機比重較2010年下降了14.24個百分點，風電、光電、水電、核電發電裝機比重共上升了14.24個百分點，發電裝機結構進一步優化。

圖5-4 2010年全國電源結構

圖5-5 2018年全國電源結構

圖5-6 2019年全國電源結構

4.風電新增裝機持續增長，光電、核電、水電新增規模大幅降低

2019年，非化石能源繼續保持新增發電裝機的主體地位。全年全國新增發電裝機容量10173萬千瓦，同比降低約20.4%，其中，新增非化石能源發電裝機容量6389萬千瓦，占新增發電裝機總容量的62.8%。

分類型看，2019年，火電(包括煤電、氣電、生物質發電)新增裝機占全部新增裝機的40.2%，太陽能發電新增裝機占比26.4%，風電新增裝機占比25.3%，水電新增裝機占比為4.1%，核電新增裝機占比4%。以風電、太陽能發電為代表的新能源發電合計占比超過51%，連續三年成為新增發電裝機的最大主力。

圖5-7 2019年各類發電新增裝機結構占比

從各類電源新增裝機規模看，2019年，新增火電裝機4092萬千瓦，同比下降6.6%，同比下降288萬千瓦，降幅較上一年進一步擴大。其中，新增煤電、氣電裝機容量分別為2989萬千瓦、629萬千瓦，分別比上年少投產67萬千瓦和255萬千瓦，新增生物質發電裝機473萬千瓦，投產規模穩步攀升。

新增并網風電和太陽能發電裝機容量分別為2574萬千瓦和2681萬千瓦，分別比上一年多投產447萬千瓦和少投產1844萬千瓦。新增水電和核電裝機分別417萬、409萬千瓦，不足上一年新增規模的一半。

表5-3 2010～2019年各類發電新增裝機情況

2015年以來，火電裝機量穩步攀升，但新增裝機連續四年下降。

圖5-8 2010～2019年火電裝機和新增裝機情況(單位：萬千瓦)

二、電力消費

1.全社會用電量同比增長4.5%，首次突破7萬億千瓦時

2019年，我國全社會用電量平穩增長。據中電聯數據，2019年，全國全社會用電量7.23萬億千瓦時，同比增長4.5%、增速同比降低約4個百分點，是2015年以來最低增速。三大產業以及城鄉居民生活用電量需求增速降低、2018年高基數等因素，共同導致全社會用電量增速回落。

圖5-9 2010～2019年全國全社會用電量及增速情況(單位：億千瓦時，%)

圖5-10 2018、2019年全國全社會用電量季度增速

2019年，各季度全社會用電量增速分別為5.5%、4.5%、3.4%和4.7%。通過對比可以看出，2019年每個季度增速均低于2018年同期水平。

2.第三產業和居民用電拉動作用明顯，電力消費結構優化

2019年，各產業用電量穩步增長。分產業看，第一產業用電量780億千瓦時，同比增長4.5%;第二產業用電量49362億千瓦時，同比增長3.1%，其中，工業用電量48473億千瓦時，同比增長2.9%;第三產業用電量11863億千瓦時，同比增長9.5%;城鄉居民生活用電量10250億千瓦時，同比增長5.7%。

表5-4 2010～2019年分產業用電量

注：2018年3月，國家統計局《關于修訂<三次產業劃分規定(2012)>的通知》明確將“農、林、牧、漁服務業”調整到第三產業后，再更名為“農、林、牧、漁專業及輔助性活動”，電力行業按照最新的標準開展行業統計工作，為保證數據可比，2017年之后的數據已根據新標準重新分類

2019年，三大產業和城鄉居民生活用電增速分別降低5.3、4.1、3.2、4.7個百分點。第二產業中四大高載能行業用電量比上年增長2.0%，其中，建材行業用電量增速為5.3%，黑色行業用電量增速為4.5%，化工行業用電量與上年持平，有色行業用電量降低0.5%;高技術及裝備制造業、消費品制造業、其他制造業用電量增速相對平穩，用電量分別比上年增長4.2%、2.2%、6.3%。第三產業中的信息傳輸/軟件和信息技術服務業、租賃和商務服務業、房地產業、批發和零售業、交通運輸/倉儲和郵政業用電量實現快速增長，用電量增速均在10%以上。

近年來，第二產業占全社會用電量比重持續下降，第三產業和城鄉居民用電占比持續增加，且自2009年以來，第三產業用電增速持續高于居民生活用電增速。值得一提的是，2019年，第三產業和城鄉居民生活用電分別拉動全社會用電量增長1.5和0.8個百分點，兩者對全社會用電量增長的貢獻率分別為33.1%和17.9%，合計達到51.0%，其中，第三產業貢獻率比上年提高10.1個百分點。

圖5-11 近三年全年用電結構情況

2019年，東、中、西部和東北地區全社會用電量分別比上年增長3.6%、4.5%、6.2%、3.7%，增速較上一年分別回落3.3、5.1、4.7、3.2個百分點;用電量占全國比重分別為47.2%、18.7%、28.3%、5.8%，其中，西部同比提高1.4個百分點，東部、中部分別下降1.1、0.3個百分點。全國共有28個省份用電量實現正增長。

3.電力供需形勢保持總體平衡，火電設備平均利用小時數下降

2019年，全國6000千瓦及以上電廠發電設備累計平均利用小時為3825小時，同比減少54小時。其中，水電設備平均利用小時為3726小時，同比增加119小時;火電設備平均利用小時為4293小時，同比減少85小時。

從全國發電設備平均利用小時來看，除2011和2018年發電設備平均利用小時數略有回升外，近十年總體呈下滑之勢。自2015年開始，全國發電設備平均利用小時數開始跌進4000小時以內。隨著供給側結構性改革效果的顯現，2018年平均利用小時數略微回升，電力供需形勢由總體寬松轉為總體平衡。2019年電力供需形勢繼續延續總體平衡態勢。

表5-5 2010～2019年發電設備利用小時數

分電源看，2019年全國火電設備平均利用小時為4293小時，同比減少85小時。分析原因，主要受全社會用電量增速放緩、清潔能源消納比重逐步提升等多重因素影響。隨著我國火電產業結構布局優化，我國火電設備平均利用小時數將趨于穩定。火電利用小時數較高的地區是內蒙古、河北、海南、湖北、安徽等地，作為火電裝機大省的山東、江蘇、廣東、河南、浙江等地火電利用小時數排名靠后。據國家能源局數據，2019年，全國包括水電、風電、光伏發電、生物質發電等在內的可再生能源利用水平不斷提高，棄水、棄風、棄光狀況明顯緩解。其中，水電設備平均利用小時數有大幅提升，為3726小時，比上年提高119小時，為十年內最高值;2019年核電平均利用小時7394小時，同比降低149小時。

圖5-12 2010～2019年不同電源發電設備利用小時變動情況

4.主要能耗指標持續下降，超低排放煤電機組8.9億千瓦

供電標準煤耗持續下降。按照國家能源局發布的數據，2019年全國供電標準煤耗307克/千瓦時，同比再降0.7克/千瓦時，與2009年的340克/千瓦時相比，全國供電標準煤耗累計下降了33克/千瓦時，呈現明顯下降趨勢。同時，我國百萬千瓦機組煤耗最低紀錄再次被刷新，達253克/千瓦時。

圖5-13 2010～2019年供電煤耗和降幅(單位：克/千瓦時，%)

全國線損率微降，再創近年新低。2019年，全國線損率5.9%，同比下降0.37個百分點。近十年來，線損率首次降低到6%以下，十年累計降低0.63個百分點。線損率的降低，來自電壓等級提升、電網設施改造更新、更加科學的管理考核等諸多方面。在全社會用電量超過7萬億千瓦時的情況下，這一成績單相當于每年節約用電455億千瓦時。

我國煤電超低排放機組近9億千瓦。根據生態環境部公布信息，2019年我國實現超低排放的煤電機組累計約8.9億千瓦，占總裝機容量的86%。我國將持續推進煤電行業超低排放和節能升級改造，加快打造高效清潔、可持續發展的煤電產業“升級版”，或將推動電力行業污染物排放水平進一步降低。

圖5-14 2010～2019年全國線損率情況

表5-6 2009～2019年電力行業能耗情況

電力行業污染物排放多年下降明顯。據中電聯統計，2018年，煙塵排放總量同比下降19.2%，二氧化硫排放總量下降17.5%，氮氧化物排放總量下降15.8%。近十年來，單位火電發電量煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放量也持續下降。

表5-7 2009～2018年電力行業排放總量情況

表5-8 2009～2018年電力行業排放績效

電能替代持續推進。2019年，加強各領域電能替代，新增替代電量超2000億千瓦時。

三、電力基建

1.電力總投資降至8000億元以下，連續三年下降

國家能源局數據顯示，2019年全國電源基本建設投資完成3139億元，電網基本建設投資完成4856億元，兩項合計投資達到7995億元，連續三年縮減，回落至8000億元以下，同比降低99億元，但降幅有所收窄。這是電力投資自2015年連續四年超過8000億元后，重返8000億以下。

表5-9 2010～2019年全國電力投資情況

從近十年數據來看，2012年電力投資7393億元為近十年最低，2016年8839億元為近十年最高，之后逐步回落。

圖5-15 2010～2019年全國電力投資總量及增速情況(單位：億元，%)

2.電力投資結構動態調整，電源投資占比同比有所提高

2019年全國電源基本建設投資占電力投資的比重為39.3%，較上一年增加5.7個百分點;電網基本建設投資占電力投資的比重為60.7%，較上一年降低5.7個百分點。近十年來，網源投資結構出現較大變化。在“十二五”前三年，電網投資略低于電源投資，占比基本相當;自2014年起，電網投資持續超過電源投資，并在2018年超過電源投資近1倍，達到歷史峰值，2019年二者的差距略有縮小。

圖5-16 2018年與2019年網源投資比重對比

圖5-17 2010～2019年電網電源投資情況(單位：億元)

3.水電投資大幅上揚，火電、核電投資持續下降

2019年，電源基本建設投資完成3139億元，同比增長12.6%，扭轉了“十三五”前四年投資下滑的態勢，而且非化石能源投資大幅上漲。其中，水電投資814億元，同比增長16.3%;火電投資630億元，在2018年降低9.4%的情況下，同比降幅進一步擴大，達20%，這與煤電投資回報下降和嚴控新增煤電投資政策關系較大;核電投資335億元，同比降低25%，投資持續下降。

近十年來，不同電源投資結構也出現較大變化，其中，火電投資有六年占比排名第一，水電有三年占比第一，風電有一年占比第一。

圖5-18 2010～2019年水電、火電、核電、風電投資情況(單位：億元)

4.電網投資同比降低9.6%，供電服務質量穩步提升

2019年全國電網基本建設投資完成4856億元，同比降低9.6%，較去年降低517億元，成為“十三五”前四年最低投資額。其中，110千伏及以下電網投資占電網投資的比重為63.3%，比上年提高5.9個百分點。電力供需形勢、輸配電價改革、特高壓建設進程、農網升級改造及配網建設等是影響電網投資增速的重要因素。

據中電聯數據，2019年全國新增220千伏及以上變電設備容量23042萬千伏安，比上年多投產828萬千伏安，同比增長3.7%;全國新增220千伏及以上輸電線路回路長度3.4萬千米，比上年少投產7070千米，同比減少17.2%;新增直流換流容量2200萬千瓦，比上年減少1000萬千瓦，同比下降31.3%。

截至2019年底，全國220千伏及以上變電設備容量達到426392萬千伏安，同比增長為5.7%;全國220千伏及以上輸電線路回路長度達到75.48萬千米，同比增長4.1%;全國跨區、跨省送電量達到5405億千瓦時和14440億千瓦時，分別比上年增長12.2%和11.4%。與2009年數值相比，變電容量增加了2.42倍，線路長度增加了1.89倍。

從近兩年增速來看，電網規模增長放緩。2019年全國220千伏及以上變電設備容量、輸電線路回路長度分別同比增長5.7%、4.1%，相較于2018年的增速分別下降了0.45、2.9個百分點。但新增規模基本保持近幾年平均水平，變電設備增量超過2億千伏安，輸電線路回路長度增長保持在3.3萬千米以上。

特高壓建設方面，2019年，全國共有張北—雄安、駐馬店—南陽、青海—河南、陜北—湖北、雅中—江西等5條特高壓線路開工建設。2018年開工的烏東德電站送電廣東廣西特高壓線路、北京西—石家莊1000千伏交流特高壓目前正在建設中。截至2020年3月，我國共有25條在運特高壓線路、7條在建特高壓線路以及7條待核準特高壓線路。

圖5-19 2010～2019年220千伏及以上變電設備容量情況(單位：萬千伏安，%)

圖5-20 2010～2019年220千伏及以上線路回路長度情況(單位：千米，%)

圖5-21 截至2020年3月我國特高壓建設現狀(單位：條)

2019年，全國供電可靠性穩步提升。國家能源局數據顯示，2019年上半年，全國平均供電可靠率為99.8546%，同比升高0.02個百分點;系統平均停電時間6.32小時/戶，同比減少0.08小時/戶，系統平均停電頻率1.42次/戶，同比減少0.01次/戶。其中，城市平均供電可靠率為99.9539%，系統平均停電時間2.00小時/戶，系統平均停電頻率0.48次/戶;農村平均供電可靠率為99.8182%，系統平均停電時間7.90小時/戶，系統平均停電頻率1.76次/戶。

2019年，電力營商環境持續優化。2019年，我國營商環境排名躍升至全球第31位，“獲得電力”指標是其中重要內容，我國這一指標也從2018年的全球第14位上升至第12位。

四、電力企業

1.電網企業營收情況良好，利潤持續下降

總體上看，電網企業營收情況良好，但增長速度放緩，利潤持續下降。其中，2019年，國網資產總額達到4.1萬億元，同比增長5.5%;營業收入2.66萬億元，同比增長3.9%，增速較上年降低4.6個百分點;售電量44536億千瓦時，同比增長5.13%;實現利潤770億元，同比降低1.26%，為近六年來最低，但降幅有所收窄，較上年減少6.4個百分點。南網資產總額為9329億元，增長14.5%;營業收入5683億元，增長5.77%，增速較上年降低3.43個百分點;售電量達到10518億千瓦時，同比增長7.6%;凈利潤(含研發支出)152億元，增長9.4%。行政性降低電價、降低電網環節收費、輸配電價改革、政策性投資等對電網企業營收和利潤指標影響較大。

2.發電企業經營總體平穩，凈利潤增速差異較大

2019年，從多個中央發電企業的主要經營指標看，發電行業企業經營總體穩步增長。其中，中國華能營業收入同比增長8.7%;中國華電全年實現銷售收入同比增長9.4%，利潤總額同比增長37.1%;國家電投營業收入同比增長20.4%，利潤同比增長49.2%，凈利潤同比增長59.6%;國家能源集團營業收入同比增長3.4%，利潤總額同比增長6.3%;中核集團營業收入同比增長17.16%，利潤同比增長9.12%。

根據中國華能控股的華能國際、中國華電控股的華電國際、中國三峽集團控股的長江電力、中核集團控股的中國核電等主要發電上市公司所公布的公司年報，不同發電類型企業營收總體平穩，受多種因素影響，歸母凈利潤指標分化，出現增降不一。2019年，受長江流域來水等因素影響，水電公司長江電力發電量減少，其營收和凈利潤同比有所下降。受益于新核電機組投產，發電量增加，核電上市公司中國核電營收有顯著增加，但成本也隨之增加，凈利潤同比微降。受國家產業政策影響，華能國際下屬部分火電廠于2020年底關停或等容量替代，大幅計提資產減值損失，影響歸母凈利潤。華電國際2019年歸母凈利潤大幅增加，在同類企業中表現突出。

表5-10 部分大型發電上市企業2019年營收情況

此外，特別值得關注的是，中央發電企業降杠桿減負債成效明顯。2019年，電力行業資產負債率較年初下降超過1個百分點。煤電行業企業經營總體仍然困難。統計顯示，2019年，全國煤電虧損面仍超50%。

3.電力企業轉型升級，積極拓展戰略性新業務

大型電力企業力求“主業精、新業興”，夯實主業，提質增效，并推動電力新業態持續發展。主要電網企業以數字化轉型為突破口，推動傳統電網轉型升級，并積極布局戰略新興產業。國網2019年初明確了建設“三型兩網、世界一流”能源互聯網企業目標，此后發布《泛在電力物聯網白皮書2019》，明確泛在電力物聯網建設內容，加快戰略目標落地。南網落實定位“五者”、轉型“三商”的新發展戰略，《數字化轉型和數字南網建設行動方案(2019年版)》是其重要的戰略實施指南。

主要電網企業均積極發展綜合能源服務、電動汽車充電服務、能源電商、智能芯片等新業務、新業態。其中，2019年，國網實現綜合能源服務業務收入110億元，同比增長125%。國網旗下車聯網平臺新接入充電樁15萬個，公共充電樁接入率超過80%，建成國內首座360千瓦大功率快充站;南網電動汽車充電服務平臺已順利完成對網內7個電動汽車充電平臺的整合工作，新平臺共有充電樁數據3.23萬個。

主要發電企業大力發展新能源、優化發電結構，并積極部署綜合能源服務、氫能、儲能等新業務，加快數字化建設。2019年，中國華能堅持“兩線”“兩化”發展戰略，推動清潔能源發展，其控股上市公司華能國際新投產發電容量共128.6萬千瓦，全部為清潔能源。國家電投氫能、綜合智慧能源等新產業新業態加速布局，國內首個電解制氫摻入天然氣項目建成，自主研發的首臺凈功率60千瓦氫燃料動力系統上車測試;在全國多個地方推進40余個智慧能源項目。中國核電大力開拓風電、光伏、地熱等新能源市場，新能源成為公司非核經濟增長的重要支撐，全年新增新能源裝機85.55萬千瓦，新能源總裝機由2018年的16.41萬千瓦增至101.96萬千瓦。

五、電力體制改革

2019年的電力體制改革深入推進。電力市場化交易電量持續提升，中長期市場交易規則不斷完善;增量配電業務試點已啟動第五批申報;八個電力現貨市場試點陸續開展結算試運行，實際檢驗了市場方案規則設計和技術支持系統，部分非試點地區現貨市場的研究建設取得積極進展;電力輔助服務市場范圍不斷擴大。

1.啟動第二輪電網輸配電定價成本監審

首輪輸配電成本監審共核減不相關、不合理費用約1284億元，平均核減比例15.1%。2019年初，國家發展改革委發布《關于開展第二監管周期電網輸配電定價成本監審的通知》，部署對全國除西藏以外的30個省份34個省級電網和華北、華東、東北、西北、華中5個區域電網全面開展新一輪輸配電成本監審。之后，國家發展改革委、國家能源局聯合修訂出臺《輸配電定價成本監審辦法》，強化成本監審約束和激勵作用，細化成本監審審核方法，規范成本監審程序要求。

2.增量配電業務改革穩步推進

歷經三年時間，國家已啟動四批增量配電業務改革試點，共批復404個試點，其間取消24個。2019年有132個增量配電項目獲得電力業務許可證。2019年10月28日國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司聯合印發《關于請報送第五批增量配電業務改革試點項目的通知》，正式啟動第五批試點項目的申報工作。剩余的380個試點中，約三分之二確定業主。其中，國網經營區域確定增量配電項目業主138個;南方五省區共62項，截至2019年底，已有44個項目確定業主。

3.電力市場化交易規模持續提高

2019年全國電力市場化交易電量28344億千瓦時(省內中長期交易電量占比81%，省間交易電量占比19%)，市場交易電量占全社會用電量比重較上年進一步提升。2019年出臺的《關于規范優先發電優先購電計劃管理的通知》《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》進一步擴大電力市場化交易程度。截至2019年12月24日，湖南、云南、河北南網、陜西、冀北、重慶、新疆、湖北、遼寧、吉林、寧夏、貴州等11個省級電網宣布全面放開經營性電力用戶參與電力市場化交易，不再受電壓等級和用電量限制。

4.售電側改革持續推進，市場主體數量不斷增加

截至2019年底，已注冊的售電公司達4000余家。國網區域內各電力交易平臺累計注冊市場主體14.8萬家;南方五省區在各交易平臺注冊的市場主體共計44144家，電源類型涵蓋火、核、水、風、光伏;南方區域在各電力交易機構注冊的售電公司累計達到760多家。

5.電力交易機構股份制改造有所推進

全國已建立北京、廣州兩個區域電力交易中心和33個省(區、市)電力交易中心。截至2019年底，完成10家交易中心股改。其中，南網范圍內的6家電力交易中心已經全部完成股份制改造。國網范圍內，山西、湖北、重慶完成，北京交易中心引入戰略投資者。據分析，這10家電力交易機構完成股改后，電網企業的持股比例在60%～80%之間，持股比例最少的在昆明，為50%，持股比例最高的在貴州，為80%;國網在其范圍內4家電力交易中心的股份占比均為70%，其余企業股份占比大部分為10%以下。

6.首批8個電力現貨市場建設試點進入結算試運行

2019年，全國首批8個電力現貨市場建設試點進入結算試運行階段。除了這8個試點和西藏自治區以外，國家要求各地因地制宜編制電力現貨市場建設方案，并于2019年12月底前完成。此外，東北三省一區電力現貨方案完成初步設計;廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區現貨市場均納入南方區域電力現貨市場框架內實施。

7.輔助服務市場擴大

截至2020年初，20個省份啟動電力輔助服務市場建設。新疆、甘肅、山東、福建、江蘇等近20個省(區、市、地區)的調峰市場已投入運行(含模擬運行、試運行)，山東、山西、福建、廣東等6個省(區、市、地區)的調頻市場已投入運行(含模擬運行、試運行)。2019年下半年，廣西、海南、河北、華中等電力調峰輔助服務市場進入模擬運行階段，西北五省(區)加區域“1+5”的輔助服務市場體系實現全覆蓋，華中電力調峰輔助服務市場自10月12日開始模擬運行，抽蓄電站、自備電廠等泛在調節資源已經納入市場，而且華中電網首次實現了儲能電站省間資源配置。南方區域調頻輔助服務市場的技術系統2019年11月投入試運行，自2019年11月5日起，區域系統與現有南方(以廣東起步)調頻輔助服務市場技術支持系統同步試運行。

此外，2019年政府工作報告提出“一般工商業平均電價再降低10%”的要求，政府部門、電網、發電企業通過減稅降費、降低輸配電價、上網電價等方式落實國家部署，據國家發展改革委披露的數據，2019年降低企業用電成本846億元。

六、電力發展趨勢

綜合來看，我國經濟長期向好的基本面沒有改變，2020年電力行業面臨的國內外經濟環境更加復雜，電力發展有巨大潛力和強大動能，2020年電力行業高質量發展的勢頭仍將持續。

1.電力消費增速穩中趨緩

2020年一季度，全社會用電量15698億千瓦時，同比下降6.5%。其中，3月全社會用電量回升，同比下降4.2%。數據表明，此前多方預測的新冠肺炎疫情造成的全社會用電量損失(約1500億～2500億千瓦時)基本符合實際。預計二季度開始全社會用電量增速進一步回升。中電聯預計，全年全社會用電量同比增長2%~3%，低于2019年4.5%的增速。

2.發電裝機增速基本平穩，非化石能源發電裝機比重繼續提高

非化石能源發電新增裝機已穩居全國新增發電裝機的主體地位，預計2020年全國新增發電裝機1.2億千瓦左右，其中，非化石能源發電新增裝機將在8900萬千瓦左右。新增裝機較去年的增量主要在于風電、光伏發電投產裝機增長。

預計2020年底全國發電裝機容量21.2億千瓦，增長5.5%左右，增速基本與上年持平;非化石能源發電裝機占總裝機容量比重上升至43.6%，比2019年底提高1.7個百分點左右。

3.全國電力供需總體平衡

2020年，全國電力供需形勢將延續總體平衡態勢，局部地區個別時段存在電力供應缺口。分區域看，預計華北、華中區域部分省份高峰時段電力供需偏緊;華東、南方區域電力供需總體平衡;東北、西北區域電力供應能力富余。受用電需求趨緩影響，局部地區的清潔能源消納形勢趨于嚴峻。

4.電力投資穩中有升，特高壓投資增長明顯

一季度，電源投資596億元，同比增長30.9%，電網投資365億元，同比下降30.9%。為了發揮好有效投資在穩增長中的關鍵作用，2020年電力投資將加大，將扭轉“十三五”以來的下滑態勢。其中，近期主要電網企業表示，大幅調增特高壓投資，預計2020年特高壓投資將提速，帶動電網投資顯著增加。

5.主要電力企業轉型升級，促進行業效益總體提升

2020年，主要電力企業將以供給側結構性改革為主線，在電力體制改革、國資國企改革等多重改革中，根據企業功能定位，既聚焦主責主業，又科學布局戰略性新興業務，提質增效、轉型升級、“爭創一流”。電網企業將更加回歸公益類公司屬性，著力優化用電營商環境。主要發電企業不斷提升化石能源清潔化、清潔能源規模化的水平，加強專業化重組，擴大電力市場化交易規模。主要電力企業的發電、電網、電力裝備制造以及其他多元化輔業等大類產業板塊將出現深度調整，剝離重組。

從經營情況看，用電增速放緩，將整體上影響主要電力企業營收。2月至6月階段性降低用電成本將進一步加劇電力企業的經營困難。數據顯示，一季度兩大電網凈利潤較上年同期縮水約198.8億元;燃煤成本預期下行、更加激烈的市場競爭、新能源建設成本下降等多個因素交織，將增加主要發電企業營收的不確定性。

6.電力體制改革向縱深推進

黨的十八屆三中全會公報指出，到2020年，在重要領域和關鍵環節上取得決定性成果。電力領域改革是其中重要內容，電力體制改革也將持續深入推進。在推進第二輪輸配電價成本監審、電力市場建設、增量配電等改革中，2020年改革成果的亮點將主要體現在電力市場建設和電力交易機構獨立規范運行方面。其中，市場主體在簽訂2020年中長期合同時要做到有量、有價、有曲線，將有力完善電力批發市場，建立健全電力市場化交易機制，確保中長期市場與現貨市場的有效銜接;電力現貨市場建設試點連續結算的周期進一步加長，陸續穩妥啟動連續結算運行;年底前將基本建立電力輔助服務市場機制。電力交易機構獨立規范運行工作進一步形成共識而提速，年底前北京、廣州2家區域性交易機構和省(自治區、直轄市)交易機構中電網企業持股比例降至50%以下。

1.國家統計局發電量數據統計口徑為全部工業企業，與中電聯采用全口徑統計存在數據差異。

2.火電包括燃煤發電量，燃油發電量，燃氣發電量，余熱、余壓、余氣發電量，垃圾焚燒發電量，生物質發電量。