原標題：【新華財經(jīng)年報】2019年電力行業(yè)形勢分析及2020年展望

2019年我國全社會用電量穩(wěn)步增長，全年增速預計在5%左右，第三產(chǎn)業(yè)和居民用電量成為拉動用電量增長的主要因素，電力消費結(jié)構(gòu)日益優(yōu)化。截至2019年底，全國發(fā)電裝機容量預計可達20億千瓦左右，同比增長5.3%，全國電力供需總體平衡，迎峰度冬期間少數(shù)地區(qū)偏緊。2019年電力體制改革深入推進，持續(xù)推動電力市場化交易，規(guī)范開展中長期市場交易，穩(wěn)步推進增量配電業(yè)務改革和電力現(xiàn)貨市場建設試點，不斷擴大電力輔助服務市場范圍，完成一般工商業(yè)電價再降10%任務，煤電聯(lián)動機制取消，但電改過程中仍存困難。展望2020年，電力供需將延續(xù)當前發(fā)展態(tài)勢，全年增速預計在4%-5%，在能源生產(chǎn)革命和能源消費革命的引領(lǐng)下，電力消費結(jié)構(gòu)和電源結(jié)構(gòu)都將進一步優(yōu)化，電力市場化改革持續(xù)推進，市場化交易電量比重不斷提高。

一、2019年電力供需總體平衡

(一)2019年電力需求增速趨緩

2019年我國經(jīng)濟形勢復雜多變，內(nèi)外部環(huán)境不確定性增加，但總體上發(fā)展平穩(wěn)。用電量與經(jīng)濟發(fā)展密切相關(guān)，2019年我國全社會用電量保持穩(wěn)步增長，增速回落。國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2019年1-11月我國全社會用電量65144億千瓦時，同比增長4.5%。其中，第一產(chǎn)業(yè)用電量708億千瓦時，同比增長5.1%；第二產(chǎn)業(yè)用電量44127億千瓦時，同比增長3.0%；第三產(chǎn)業(yè)用電量10842億千瓦時，同比增長9.4%；城鄉(xiāng)居民生活用電量9468億千瓦時，同比增長5.7%。據(jù)企業(yè)聯(lián)合會預計， 2019年全年全社會用電量增長5%左右，增速比2018年有所回落。

2019年，在國內(nèi)外復雜的經(jīng)濟形勢下，我國經(jīng)濟依然保持穩(wěn)步增長。2019年，我國第二產(chǎn)業(yè)及其制造業(yè)用電量增速相對平穩(wěn)，高技術(shù)及裝備制造業(yè)、消費品制造業(yè)、其他制造業(yè)用電實現(xiàn)平穩(wěn)增長。

第三產(chǎn)業(yè)用電量較快增長、貢獻突出。信息傳輸/軟件和信息技術(shù)服務業(yè)、租賃和商務服務業(yè)、業(yè)、批發(fā)和零售業(yè)、交通運輸/倉儲和郵政業(yè)用電量實現(xiàn)快速增長。隨著電能替代力度的加大及電能應用領(lǐng)域的擴展，批發(fā)和零售業(yè)中的充換電服務業(yè)用電量，以及交通運輸/倉儲和郵政業(yè)中的港口岸電用電量同比實現(xiàn)大幅增長。

得益于國家近年來加大農(nóng)網(wǎng)改造升級力度和深入推進脫貧攻堅戰(zhàn)等舉措，以及鄉(xiāng)村電氣化水平的提高，鄉(xiāng)村居民用電增速超過城鎮(zhèn)居民用電增速。

(二)電力消費結(jié)構(gòu)日益優(yōu)化

1、三產(chǎn)和居民用電比重逐步擴大

在全社會用電量保持平穩(wěn)增長的同時，電力消費結(jié)構(gòu)正日益優(yōu)化。從近年來數(shù)據(jù)看，第二產(chǎn)業(yè)用電比重逐步收縮，第三產(chǎn)業(yè)、居民用電比重逐步擴大，尤其是自2015年以來這一趨勢愈發(fā)明顯。

在用電量方面，雖然第二產(chǎn)業(yè)仍然占據(jù)最大的比重，但增速已經(jīng)減小。2019年1-11月增速最高的是第三產(chǎn)業(yè)和居民用電，這兩部分是拉動用電量增長的最大邊際因素。2019年1-11月，第三產(chǎn)業(yè)和居民用電已占據(jù)總用電量31.1%，累計同比增長分別達到9.4%、5.7%。隨著新興服務業(yè)進一步快速增城鄉(xiāng)居民生活水平的提高，用電結(jié)構(gòu)將進一步向三產(chǎn)和居民傾斜。

2、電能替代快速增長

近年來，我國電能替代快速發(fā)展。國家能源局的數(shù)據(jù)顯示，2019年前三季度，我國電能替代保持較快增長，替代量合計達1600億千瓦時，同比增長超30%。預計2019年全年新增替代電量約2000億千瓦時。

分領(lǐng)域看，2019年前三季度工業(yè)、交通運輸、居民生活、農(nóng)業(yè)領(lǐng)域電能替代比重分別占59%、8%、7%、3%；分產(chǎn)業(yè)看，冶金電爐、輔助電動力、建材電窯爐、工業(yè)電鍋爐等電能替代量合計比重接近55%。

2019年前三季度，南方電網(wǎng)累計實施電能替代項目3664個，實現(xiàn)電能替代電量220億千瓦時。

(三)電力供需總體平衡

1、電力供需總體平衡，迎峰度冬期間少數(shù)地區(qū)偏緊

國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2019年1-11月份，全國6000千瓦及以上電廠發(fā)電裝機容量18.74億千瓦，同比增長5.6%，增速比2018年同期提高0.3個百分點。根據(jù)中電聯(lián)的預計，2019年底全國發(fā)電裝機容量達到20億千瓦左右，同比增長5.3%；其中，水電3.6億千瓦、并網(wǎng)風電2.1億千瓦、并網(wǎng)發(fā)電2.0億千瓦、核電4875萬千瓦、生物質(zhì)發(fā)電2200萬千瓦左右。非化石能源發(fā)電裝機容量合計達到8.3億千瓦左右、占總裝機容量比重上升至42%，比2018年底提高1個百分點左右。

中電聯(lián)預計，2019年全國電力供需總體平衡，個別地區(qū)電力供需偏緊。分區(qū)域看，華北、華中區(qū)域用電高峰時段電力供需偏緊；華東、南方區(qū)域電力供需總體平衡；東北、西北區(qū)域電力供應富余。

2019年1-11月份，全國發(fā)電設備累計平均利用小時3469小時，比上年同期降低50小時。其中，水電、太陽能發(fā)電設備平均利用小時數(shù)增加，火電、核電、風電減少。根據(jù)中電聯(lián)的預計，2019年火電設備利用小時4330小時左右。

電力生產(chǎn)安全運行可靠。2019年，國家能源局組織實施電力設備安全和電力建設工程施工現(xiàn)場安全兩個專項監(jiān)管，加強工程質(zhì)量監(jiān)督。2019年發(fā)生直接經(jīng)濟損失100萬元以上的電力設備事故數(shù)量同比減少4起，電力建設人身傷亡事故同比減少12起，死亡人數(shù)減少10人。

2019年，國家能源局有序推進大面積停電事件應急預案編制和應急演練，全國31個省級政府全部完成預案編制、32家省級電網(wǎng)企業(yè)完成預案演練，全年未發(fā)生大面積停電事件，未發(fā)生重特大安全事故；組織開展電力可靠性信息核查，及時分析、發(fā)布電力可靠性信息，為電力系統(tǒng)和設備可靠運行提供了技術(shù)支撐。“利奇馬”臺風、四川宜賓地震等18次重大自然災害得以成功應對，1100余萬用戶供電得到及時搶修恢復。

2、電網(wǎng)利潤下降嚴控投資

在輸配電價格改革和輸配電定價成本監(jiān)審的背景下，隨著用電量增速放緩，2019年電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)營壓力增大，甚至出現(xiàn)虧損現(xiàn)象。

國家電網(wǎng)發(fā)布的2019年三季報顯示，前三季度國家電網(wǎng)同比下降12.77%。國家電網(wǎng)是我國乃至全球最大的電網(wǎng)企業(yè)，其總資產(chǎn)逐年增加，截至2019年9月底，國家電網(wǎng)資產(chǎn)總額4.07萬億元。受輸配電價下調(diào)等因素影響，2019年國家電網(wǎng)利潤出現(xiàn)下滑。2019年1-9月，國家電網(wǎng)實現(xiàn)利潤總額580.39億元，凈利潤434.26億元，均同比下降。

國家電網(wǎng)表示，因電網(wǎng)業(yè)務收益率大幅下降，首輪監(jiān)管期多輪次下調(diào)輸配電價，政策性投資任務持續(xù)增加，各級企業(yè)虧損面持續(xù)擴大，投資能力不斷降低，其經(jīng)營發(fā)展面臨前所未有的挑戰(zhàn)。

為應對經(jīng)營壓力，國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)都開始收縮投資。2019年底，國家電網(wǎng)提出嚴格控制電網(wǎng)投資，主動適應輸配電價改革和降價預期，提升公司經(jīng)營績效。南方電網(wǎng)印發(fā)的《優(yōu)化投資和成本管控措施(2019年版)》提出，要強化電網(wǎng)投資全過程管控及投入產(chǎn)出機制建設，非管制業(yè)務要聚焦戰(zhàn)略轉(zhuǎn)型方向優(yōu)化布局。

截至2019年6月底，南方電網(wǎng)資產(chǎn)總額8516.48億元，同比增長4.5%；總負債5169.81億元，同比增長4.97%。2626.97億元，同比增長6.31%；利潤總額102.18億元，同比增長6.15%；凈利潤78.68億元，同比增長6.11%。

3、清潔能源投資快速增長

2019年清潔能源領(lǐng)域投資快速增長，非化石能源投資成電源投資主體，農(nóng)網(wǎng)改造、清潔能源送出消納工程快速推進。

2019年1-11月份，全國主要發(fā)電企業(yè)電源工程完成投資2471億元，同比增長9.2%。其中，水電672億元，同比增長18.1%；火電529億元，同比下降21.4%；核電265億元，同比下降29.8%；風電892億元，同比增長84.8%。水電、核電、風電等清潔能源完成投資占電源完成投資的82.7%，比2018年同期提高7.5個百分點。

2019年1-11月份，全國電網(wǎng)工程完成投資4116億元，同比下降8.8%。國家電網(wǎng)預計2019年完成電網(wǎng)投資約4500億元，同比繼續(xù)呈現(xiàn)下降趨勢。其中，農(nóng)網(wǎng)改造投資1590億元，提前一年完成國家規(guī)劃確定的新一輪農(nóng)網(wǎng)改造升級任務；開工110(66)千伏及以上輸電線路5.2萬公里、變電容量3.1億千伏安；投產(chǎn)110(66)千伏及以上輸電線路5.1萬公里、變電容量3億千伏安；建成甘肅750千伏三通道等一批新能源送出消納工程，經(jīng)營區(qū)域新能源并網(wǎng)容量同比增長14%、發(fā)電量同比增長15%，新能源利用率達到96.7%，提前一年達到95%以上的目標。

(四)電力綠色發(fā)展水平提高

2019年電力裝機綠色轉(zhuǎn)型持續(xù)推進。截至2019年11月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量18.7億千瓦，同比增長5.6%，增速比上年同期提高0.3個百分點。1-11月份，全國新電裝機容量7606萬千瓦，同比減少2271萬千瓦。其中，非化石能源新增裝機4189萬千瓦，占全部新增裝機的55%。

2019年非化石能源發(fā)電量快速增長。1-11月份，全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量64796億千瓦時，同比增長3.4%，增速比上年同期回落3.5個百分點。其中，非化石能源發(fā)電量18274億千瓦時，比2018年同期增長9.7%。

2019年，積極推進煤電節(jié)能升級改造、淘汰落后產(chǎn)能、實施電能替代等工作。供電標準煤耗、輸配電線損率待主要能耗指標較2018年均有所下降。

全國平均供電煤耗持續(xù)下降。2019年1-11月份全國6000千瓦及以上火電廠平均供電標準煤耗為308.3克/千瓦時，比2018年同期降低1克/千瓦時，煤電機組供電煤耗水平持續(xù)處于世界先進水平。

全國平均供電線損率下降。2019年1-11月份全國線損率為5.45%，同比下降0.36個百分點。

全國發(fā)電累計廠用電率略有上升。2019年1-11月份，全國平均廠用電率4.7%，比2018年同期提高0.03個百分點。

二、2019年電改取得新突破但仍有待深入推進

(一)電力體制改革取得新突破

1、輸配電價改革再進一步

第二輪輸配電成本監(jiān)審開啟。輸配電價改革作為電力體制改革的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，其核心是“管住中間、放開兩頭”，對電網(wǎng)的監(jiān)管方式，要由過去的購銷價差管理模式，改革為以成本為基礎(chǔ)核定獨立輸配電價管理模式。

在首輪輸配電成本監(jiān)審取得歷史性突破的基礎(chǔ)之上，2019年1月，國家發(fā)展改革委啟動第二輪電網(wǎng)輸配電成本監(jiān)審工作的實地審核，將改革向縱深推進。此次監(jiān)審范圍包括全國除西藏以外的30個省份省級電網(wǎng)和華北、華東、東北、西北、華中5個區(qū)域電網(wǎng)。

為了深入推進輸配電價改革和電力市場化作用的發(fā)揮、合理有效降低實體經(jīng)濟用電成本，2019年5月國家發(fā)展改革委和國家能源局印發(fā)了《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，新的辦法進一步強化了成本監(jiān)審的約束和激勵作用，細化了成本監(jiān)審審核方法，規(guī)范了成本監(jiān)審的程序要求。以新的監(jiān)審辦法為基礎(chǔ)，2019年12月，國家發(fā)展改革委對省級與區(qū)域電網(wǎng)兩級電網(wǎng)定價征求意見。

一般工商業(yè)電價再降10%的任務完成。2019年政府工作報告中提出，深化電力市場化改革，清理電價附加收費，降低制造業(yè)用電成本，一般工商業(yè)平均電價再降低10%。

為實現(xiàn)這一目標，國家發(fā)改委2019年5月印發(fā)了《國家發(fā)展改革委關(guān)于降低一般工商業(yè)電價的通知》，明確了四條主要降價措施，并要求各地抓緊研究降低當?shù)匾话愎ど虡I(yè)電價的具體方案。

國家電網(wǎng)2019年全面完成一般工商業(yè)平均電價再降低10%任務，降低用戶成本負擔641億元。南方電網(wǎng)預計2019年可降低工商業(yè)用戶成本140億元。

2、電力市場化建設進一步加快

2019年電力體制改革深入推進。持續(xù)推動電力市場化交易，規(guī)范開展中長期市場交易，穩(wěn)步推進增量配電業(yè)務改革和電力現(xiàn)貨市場建設試點，不斷擴大電力輔助服務市場范圍。

市場交易電量比重大幅提高。國家能源局預計2019年電力市場化交易電量2.3萬億千瓦時、占全社會用電量的32%，同比提高約6%，調(diào)峰交易電量達到400億千瓦時，為實體經(jīng)濟減少電費支出約750億元。

電力輔助服務市場范圍不斷擴大。目前，全國19個地區(qū)已啟動電力輔助服務市場，挖掘系統(tǒng)調(diào)峰潛力約6500萬千瓦，預計2019年可增加水電、風電、核電等清潔能源發(fā)電量超過850億千瓦時，發(fā)電企業(yè)獲得補償費用約260億元。

電力現(xiàn)貨市場建設試點穩(wěn)妥推進。2019年6月26日，隨著內(nèi)蒙古電力多邊交易現(xiàn)貨市場模擬試運行啟動儀式的舉行，國家發(fā)展改革委、國家能源局確定的第一批8個電力現(xiàn)貨市場建設試點全部進入試運行階段，我國電力市場建設取得又一重要突破。

根據(jù)廣東、山東、四川、山西、蒙西等試點發(fā)布的實施方案或者運營規(guī)則，在市場模式、市場架構(gòu)、交易品種、交易組織、價格機制等方面，各試點地區(qū)既保持了大致的統(tǒng)一，也體現(xiàn)出具體的不同。比如，在市場模式上，有些試點選擇了集中式，而有些試點則選擇了分散式；在跨省區(qū)交易方面，有的試點推出了省間市場，有的則尚未建立省間市場；有的試點在初期尚未開展現(xiàn)貨輔助服務市場；在現(xiàn)貨價格形成方面，有的試點采用分時節(jié)點電價機制，有的試點則于初期采用系統(tǒng)分時邊際電價。

2019年8月，國家發(fā)改委、國家能源局公布《關(guān)于深化電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的意見》，就合理設計電力現(xiàn)貨市場建設方案、統(tǒng)籌協(xié)調(diào)電力現(xiàn)貨市場銜接機制、建立健全電力現(xiàn)貨市場運營機制、強化提升電力現(xiàn)貨市場運營能力、規(guī)范建設電力現(xiàn)貨市場運營平臺等多個方面提出詳實指導，如鼓勵各地差異化探索、建立促進清潔能源消納的現(xiàn)貨交易機制等。

這是對八個電力現(xiàn)貨試點地區(qū)初步經(jīng)驗總結(jié)的基礎(chǔ)上，國家層面對我國現(xiàn)代電力市場建設的頂層再設計，將有利于相關(guān)工作的加速推進。

規(guī)范開展電力中長期交易。隨著電力體制改革深入推進，電力市場化交易逐步發(fā)展起來。2019年，國家發(fā)改委、國家能源局先后出臺了《關(guān)于加強電力中長期交易監(jiān)管的意見》《關(guān)于做好2020年電力中長期簽訂工作的通知》等文件，規(guī)范開展電力中長期市場交易，鼓勵大水電、大核電、高效清潔煤電等跨省跨區(qū)優(yōu)先發(fā)電電源與受電省簽訂5年或10年以上的長期合同。

《關(guān)于加強電力中長期交易監(jiān)管的意見》將電力市場化改革9號文發(fā)布以來市場上出現(xiàn)的一些問題進行了總結(jié)，并有針對性地提出12項措施規(guī)范電力中長期交易，對其進行監(jiān)管。在電力市場化交易過程中的不正當競爭和串通報價等行為將被嚴格禁止。

《關(guān)于做好2020年電力中長期合同簽訂工作的通知》在鼓勵市場主體協(xié)商簽訂中長期合同時，充分借鑒上下游電價聯(lián)動機制經(jīng)驗，采用靈活可浮動的價格機制，理順和打通電力及其上下游行業(yè)的價格市場化形成機制。明確未簽合同市場主體不享有電力現(xiàn)貨交易權(quán)利。

經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃全面放開。作為新一輪電改“放開兩頭”的重要環(huán)節(jié)，發(fā)用電計劃放開改革逐步擴圍，2017年3月提出“逐年減少既有燃煤發(fā)電企業(yè)計劃電量”，2018年7月提出“全面放開煤炭、鋼鐵、有色、建材四大行業(yè)用戶發(fā)用電計劃”，2019年邁出關(guān)鍵一步。

2019年6月，國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃的通知》明確，經(jīng)營性電力用戶的發(fā)用電計劃原則上全部放開，提高電力交易市場化程度。除居民、農(nóng)業(yè)、重要和公益性服務等行業(yè)電力用戶以及電力生產(chǎn)供應所必需的廠用電和線損之外，其他電力用戶均屬于經(jīng)營性電力用戶。推進全面放開經(jīng)營性發(fā)用電計劃有關(guān)工作將進一步提高電力交易市場化程度。

電力交易機構(gòu)股份制改造實現(xiàn)新突破。2019年12月31日，北京電力交易中心增資協(xié)議簽約儀式在北京舉行，共引入五大電力央企、中國長江三峽集團、中國核能電力公司、集團資產(chǎn)經(jīng)營管理公司、公司、公司等10家投資者，新增持股占比30%。這是國家電網(wǎng)推動電力交易機構(gòu)獨立規(guī)范運行的重要舉措，標志著北京電力交易中心股份制改造完成了關(guān)鍵一步。

央企混改引進戰(zhàn)略投資者。2019年12月16日，國家電投黃河項目增資引戰(zhàn)簽約儀式在北京產(chǎn)權(quán)交易所舉行。該項目共引入、、、中國國新、國投集團、浙能集團、、金石投資等8家戰(zhàn)略投資機構(gòu)總計242億元，將用于開發(fā)青海海南州、海西州等大型清潔能源基地。這一項目不僅創(chuàng)下北交所史上募資金額最大單，成為央企混改引入戰(zhàn)略投資第一大項目，而且也是2019年國內(nèi)能源電力領(lǐng)域股權(quán)融資最大項目。

煤電價格聯(lián)動機制取消，執(zhí)行“基準價+上下浮動”市場化機制。2019年10月21日，發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》，并要求各省份直轄市在11月15日上報各省份的燃電上網(wǎng)電價改革方案。截至2019年12月31日，已有重慶、廣西、天津、上海、河南、河北、山東、浙江、貴州等地發(fā)布了改革方案。其中重慶、上海、河南、河北、山東、貴州改革方案與發(fā)改委指導方案一致。浙江、廣西以及天津的電價改革方案則根據(jù)本省情況，在細則上有所調(diào)整。

浙江表示，該省居民、農(nóng)業(yè)和暫不具備市場交易條件的工商業(yè)用戶用電對應的統(tǒng)調(diào)燃煤機組上網(wǎng)電量，2020年暫按照各機組當月統(tǒng)調(diào)燃煤機組上網(wǎng)電量的40%確定，執(zhí)行基準價，并繼續(xù)執(zhí)行超低排放電價政策。

廣西省的改革力度強于發(fā)改委的指導意見。廣西明確，在實際市場化交易中，電價下浮可適當?shù)陀?5%的幅度，對于符合市場交易條件但沒有簽約的燃煤發(fā)電電量，由電網(wǎng)企業(yè)按照市場各交易品種的平均交易價格統(tǒng)一收購，具體電量由經(jīng)濟運行行政主管部門會同能源行政主管部門與電網(wǎng)企業(yè)確定。

天津的上網(wǎng)電價改革方案與發(fā)改委指導意見基本一致。但其方案提出，國投津能發(fā)電1、2號機組以及盤山發(fā)電1、2號機組中，未參與市場交易的上網(wǎng)電量，仍參照政府核定的上網(wǎng)電價標準執(zhí)行。

(二)增量配電和輸配電價改革仍顯緩慢

增量配電推動慢。2016年11月以來，國家發(fā)改委、國家能源局先后分四批在全國范圍內(nèi)開展了404個增量配電業(yè)務改革試點，鼓勵社會資本投資配電業(yè)務，有效提高配電網(wǎng)運營效率，優(yōu)化供電服務，降低配電成本。

在試點工作推進過程中，部分項目由于前期負荷預測脫離實際、未與地方電網(wǎng)規(guī)劃有效銜接、受電主體項目沒有落地等原因，不再具備試點條件。2019年，總計24個項目申請取消增量配電業(yè)務改革試點。

當前增量配電試點改革進入了深水區(qū)，目前存在的問題主要體現(xiàn)在：項目優(yōu)選機制有待完善、配電業(yè)務范圍劃分和電網(wǎng)存量資產(chǎn)處置困難、行業(yè)管理作用發(fā)揮不到位、增量配網(wǎng)價格機制配套不夠、實際負荷不如規(guī)劃預期。

2019年11月1日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合下發(fā)通知，第五批增量配電試點項目開始申報。雖然大多增量配電項目停滯不前已被業(yè)界詬病許久，國家推進增量配電改革的決心沒有動搖。當前，增量配電改革進入第四個年頭，需要各方共同努力。

輸配電價改革依然任重道遠。自2002年廠網(wǎng)分開以來，我國輸配電價改革已有17年之久。改革的初衷是降低輸配電價，截至目前，輸配電價不降反升。過網(wǎng)費、交叉補貼是被質(zhì)疑的兩大主要因素。

2019年5月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合修訂出臺新版《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，明確提出“電網(wǎng)企業(yè)未實際投入使用、未達到規(guī)劃目標、重復建設等輸配電資產(chǎn)及成本費用不列入輸配電成本”。

針對交叉補貼的問題，國家發(fā)改委2019年12月發(fā)布的《省級電網(wǎng)輸配電價格定價辦法(修訂征求意見稿)》提出，結(jié)合電力體制改革進程，合理測算政策性交叉補貼規(guī)模，妥善處理政策性交叉補貼問題。而這種原則性的表述透露出的信息是，如何厘清交叉補貼仍是一塊難啃的骨頭，缺少實現(xiàn)手段。

三、2020年電力供需總體平衡

(一)電力需求將延續(xù)當前增長態(tài)勢

2020年電力消費將延續(xù)當前穩(wěn)步增長態(tài)勢，用電結(jié)構(gòu)將持續(xù)優(yōu)化。目前全球經(jīng)濟增速放緩、國際市場需求減弱，外貿(mào)出口壓力加大，同時2019-2020年冬季全國大部分地區(qū)氣溫或相對偏暖，將制約用電量增長；但同時由于2020年需實現(xiàn)翻一番的目標、多措并舉持續(xù)釋放內(nèi)需潛力、電能替代大力推廣以及電價下降、2019年電力消費基數(shù)相對不高等多因素有利于促進后續(xù)電力消費增長。因此初步預計在平水年、沒有大范圍極端氣溫情況下，2020年全社會用電量同比增長4%至5%。從消費結(jié)構(gòu)看，第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量比重持續(xù)提升，第二產(chǎn)業(yè)用電量比重持續(xù)下降，電力消費結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化。

(二)裝機容量持續(xù)增長，電源結(jié)構(gòu)進一步優(yōu)化

2020年電力供應將呈現(xiàn)“總體平衡、局部地區(qū)時段性偏緊”發(fā)展態(tài)勢。綜合考慮現(xiàn)有發(fā)電裝機規(guī)模、新增發(fā)電裝機速度、非化石能源發(fā)電裝機比重提升步伐、煤電裝機控制規(guī)模等因素，預計2020年全年新增發(fā)電裝機容量約1億千瓦，其中水電、核電、風電、太陽能發(fā)電等非化石能源發(fā)電裝機容量超過8.5億千瓦。綜合發(fā)電設備利用小時數(shù)、跨區(qū)域電力交易和各地區(qū)的電力供給情況，預計全年電力供應能力總體充足，除局部地區(qū)在部分高峰時段供需偏緊外，大部分地區(qū)供需總體平衡，其中，華東和南方地區(qū)供需總體平衡，華北和華中地區(qū)部分用電高峰時段電力供需偏緊，東北和西北地區(qū)電力供應較為富余。

四、2020年電力行業(yè)展望

燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制2020年將完善。相比已經(jīng)沿用了16年的煤電標桿電價+聯(lián)動機制，2020年起執(zhí)行的“基準價+上下浮動”的新機制不僅考慮了煤價變化因素，還考慮到了電力供需形勢，更加符合電力市場化改革的要求。2020年暫不上浮、一般工商業(yè)電價只降不升的決定則有利于實體經(jīng)濟發(fā)展。

電力交易機構(gòu)股份制改革向前再邁一步。新一輪電改4年多來，全國各地電力交易中心組織架構(gòu)組建完成。截至目前，全國已建立北京、廣州兩個國家級電力交易中心和33個省(區(qū)、市)電力交易中心。隨著北京電力交易中心股改，勢必將帶動其他電力交易機構(gòu)加快股改步伐，為實現(xiàn)獨立規(guī)范運行奠定基礎(chǔ)。

輸配電價政策有待細化?！肮茏≈虚g，放開兩頭”是新一輪電力體制改革的基本路徑，而“管住中間”的核心抓手就是輸配電價改革。當前輸配電價改革的核心是厘清各類成本、把賬算清，從機制上把電網(wǎng)“過網(wǎng)費”和發(fā)售電價區(qū)別開來，才能真正釋放發(fā)電側(cè)、用電側(cè)的競爭性環(huán)節(jié)電力價格，即“放開兩頭”，讓電力市場化改革真正落地。

電力市場化交易擴大。2020年我國電力市場化改革將持續(xù)推進，各省交易規(guī)模、范圍和類型均有擴大趨勢。隨著輸配電價的進一步明晰，電力市場化交易規(guī)模預期將繼續(xù)擴大，預計2020年市場化交易電量將達到5.5萬億千瓦時。