（本文原发表于《中国电力企业管理》杂志）

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自2016年《有序放开配电网业务管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)发布以来，历经三年，各地申报了四批增量配电网试点项目，获得批准404个。在第五批申报之前，由于部分项目无法实施，退出了试点范围，最终还有380个项目。截止到10月初已经有106个项目获得了电力业务许可证。

过去三年的增量配电网改革，可谓是风起云涌，各方博弈，项目推进十分艰难，几乎成为此轮电改的“鸡肋”。三年改革的过程中，最大的收益是发现了用户侧的存量配电资产目前游离于电力工业管理体系之外，沉淀了巨额资产，忽视了专业管理，扭曲了市场价格，构成了高额损耗。在年底中央经济工作会议的重点要求中，用户侧降低企业电力成本成为需要重点突破的环节。试点项目在落地实施的过程中，同时出现了大量的利益博弈，产生了不同利益主体之间的矛盾冲突，为下一步电力改革积累了宝贵的经验和教训。

本文试图通过三年增量配电网改革的成败得失，来探讨此项改革的成果和不足之处，并简要提出部分改革建议，希望能够为今后的增量配电网试点改革提供参考。

一、增量配电网“成”于用户侧存量配电网

1、成于地方政府大力支持

几乎所有成功获得电力业务许可证（供电类）的增量配电网项目都得到了地方政府的大力支持。成功的增量配电网项目，除了得益于中央政府的改革政策，地方政府是试点项目成功实施的最主要推手。没有地方政府的支持，增量配电网改革将一筹莫展。因此在未来增量配电网改革过程中，如果投资者想申报试点项目，即使地方政府不反对，而只是犹豫不决的态度，都要谨慎投资，以免将时间和资源浪费在前期工作中。

2、成于用户侧存量配电网

目前已经颁发电力业务许可证的106增量配电网项目中，除电网控股的以外，成功落地并且进入相对正常运行的配售电企业，基本上都是存量配电网。与纯粹新增的试点项目不同，用户侧存量配电网投资主体清晰、供电范围明确、拥有现成的用户和负荷，既能降低博弈时间，又可减少投资周期，成功转制增量配电网是顺理成章之事。

3、成于事实存在的投资主体

顺利获得电力业务许可证的配售电企业，绝大部分都是与原来就有现成的投资主体。这些投资主体多半是原有资产权属公司的全资子公司，即使是引进新的投资者，剥离、评估资产和成立配售电公司的过程都大大减少。

4、成于清晰的供电范围

清晰的供电范围，是用户侧存量配电网快速落地的重要基础。存量配电网供电范围一般是工业大用户、矿山企业、开发区园区、港口和机场等区域，本身已经和电网有约定俗成的区域划分原则，转制过程中各方都能接受，避免了新增项目供电范围纠缠不清、难以达成划分共识的麻烦。

5、成于原有利益格局的延续

原来已经和大电网构成了默认的利益格局，也是试点项目得以顺利进展的重要条件。在原有利益格局没有打破的前提下，各方平衡关系得以维系，加快了试点项目的顺利实施。

二、增量配电网“败”于项目实施困难

1、败于无产业基础的纯新增配电网

由于是新生事物，试点项目申报的时候，非常多的申报方对于电网经营管理非常不专业的情况下，导致出现“无产业规划、无企业负荷、无现金流量”的三无项目。这类三无项目在一个时期内基本没有投资价值。电网投资属于长期投资，但有部分项目却冲着短期套利去操作，想通过获得项目进而谋求在资本市场或者路条市场上转手圈钱。这对于长周期回收投资的新增配电网项目无疑风险是十分巨大的。

2、败于配电网资产纠葛不分

申报项目中资产纠葛不清是导致难以成立项目公司的重要原因。诸多项目都出现电网资产、政府资产、企业资产犬牙交错的情况，而且不同投资方的建设成本差异很大，从而造成资产进入新配售电公司的评估价值分歧很大。即使在供电范围清晰的情况下，完全隔离原有电网资产是不可能的。原有资产以什么评估价值进入新的配售电公司？成为了潜在投资股东难以相互认同的绊脚石。

3、败于政策理解不充分

在申报环节由于地方政府对于政策理解深度不一和电网难以出具支持意见的原因，导致大量项目申报流产。究其原因，最主要是对于增量电网和存量电网的理解，地方政府和电网企业有不同的政策解释。根据《有序放开配电网业务管理办法》的精神，电网企业存量资产暂时不在改革范围。但是实际过程中，大量试点项目的配电网处于犬牙交错、互相交织的多方产权状态。这也从侧面反映了我国配电网管理体制缺乏统一管理的缺陷。尤其是对于“除电网企业存量资产外，其他企业投资、建设和运营的存量配电网”也属于增量配电网改革范畴的认识更是各执一词。除此以外，还是很多心照不宣的原因，导致试点项目申报与国家审批增量配电试点项目的速度相比，能够把申报材料从基层递交到国家的难度更大。这与其他行业改革相比较属于大相径庭的现象。

4、败于输配电价难以核定

如果说存量配电网在各方面容易得到政府、电网企业和投资者的认可。那么纯粹新增的配电网试点项目难以落地的另外一个重要原因是配电价格结构令投资者望而生畏。作为电力改革中的新生事物，如何经营增量配电网对于很多企业还是属于陌生的领域。就配电网盈利模式而言，不明就里的投资者通常都把盈利希望寄托在配电差价的高低之上。按照现有的增量配电网定价办法，增量配电网的参照对象只能是省级电网输配电价格体系。凭心而论，目前省级电网输配电价在第一个监管周期经历了重重磨难才得以实施，这是国内电价核算体系的一大突破，存在缺陷也是可以理解的，比如目前配电价格分电压等级结构不尽合理、基本电价和交叉补贴未分电压等级制定等。

而事实上2017年12月发改委价格司发布了发改价格规〔2017〕2269号《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，明确规定了“不同电压等级输配电价与实际成本差异过大的，省级价格主管部门可根据实际情况，向国务院价格主管部门申请调整省级电网输配电价结构”。这无疑为各地增量配电网项目电价的制订提供一条可供探索的道路。

三、增量配电网“得”之于实质性输配分离

1、得之投资主体多元化

试点项目到今年已经三年整了，值得欣喜的是，与以前基本上都是独资垄断企业经营电网的情况不同，新出现的106个增量配电网企业都实现了投资主体多元化。尽管绝大部分仍然是国有企业，但是这种混合所有制改革加快了社会资本进入垄断领域的进程，为国有企业改革积累了宝贵的经验。

2、得之用户侧配电网专业化

试点项目中的用户侧存量配电网，为达到获得电力业务许可证的条件，在配电网专业化、规范化管理上得到了很大的进步。按照发改经体〔2016〕2120号文的精神，配售电企业必须配备相当强的技术力量和专业人员才能具备颁发电力业务许可证的资格，这为用户侧存量配电网从“电工生态”走向“电网生态”奠定了坚实的基础。

3、得之存量资产资本化

试点项目为地方政府和企业的存量资产，提供了一条沉淀资产资本化的有利途径。2017年以来，中央政府先后印发多个文件，支持国有企业盘活存量资产优化债务结构，盘活闲置资产，提高存量资产使用效率。2018年9月，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于加强国有企业资产负债约束的指导意见》，提出：“支持国有企业盘活存量资产优化债务结构”。2019年的中央政府工作报告明确提出：地方政府也要主动挖潜，大力优化支出结构，多渠道盘活各类资金和资产。

用户侧存量配电网的原有机制导致了政府和相关企业在已有园区、企业、商业综合体等等的电力基础设施建设上投入了大量资金和资源。这些资产巨额资产如果能够通过市场化手段得到盘活，将会为政府和有关企业提供宝贵的发展资金。

4、得之输配分离实质化

通过增量配电网的试点，社会上对电网真实的存在状态有了更加深刻的理解。以前在绝大部分人的观念中，电网企业的经营范围是涵盖全社会每个角落的。而依赖用户侧存量配电网成功改制配售电企业的事实证明，在用户端存在大量的非电网企业配电资产（涵盖大量政府园区、大中型工业企业、机场、港口等范围），既有公用配电网，也有专属配电网。这些资产的运营和管理虽然具备基层电力营业所特征，但是却没有纳入到电力工业的管理体系之中，构成了事实上的输配分离。增量配电网的试点，加快了这部分配电资产纳入正规化的电力工业管理体系之中，同时也证明了输配分离并非洪水猛兽，而是长期存在并和中国经济发展相得益彰的，这是此次改革最重要的业绩之一。

5、得之进一步降低电力成本

通过试点，目前运营的部分增量配电网实现了降低社会电力成本的目的，同时服务质量也有提高。一是通过社会资本的投入，减少了政府投资和企业获得电力成本；二是由于改革项目备受关注，新的配售电公司更加关注服务质量的提高和对用户需求的积极响应。

从企业获得电力成本看，很多试点项目提供的服务范围比以前更广、服务深度更深。很多运营增量配电网的配售电企业能够做到，将其用户在公共电网侧的获得电力成本降为零。个别试点项目甚至将配电网投资深度延伸到了用户围墙以内，直接开展“电力物业”服务。

四、增量配电网“失”之无公平竞争环境

1、失之无电网法律地位

目前无论是新增的试点项目，还是存量配电网项目，其营商环境和法律地位都不具备电网特征。最多也就是介于大用户和转供电之间的生存状态。有些甚至连转供电的经营环境都比不上。一边要承担社会对电网企业的责任和义务，一边却不具备正常运营电网的企业环境，这类配售电公司的运营难以为继是可想而知的。

2、失之无电源接入选择权

作为公用电网，增量配电网项目同样应该有接入电源的义务和选择权利，其所接入的电源只要按照公用电厂的责任和义务运行，那就具有合法性。没有任何法律规定电源只许接入指定电网。而目前情况看,原来没有电源的试点项目，即使试点区域内有公用电厂，并且完全可以消纳全部发电量的情况下，也无法以公用电厂的身份接入增量配电网。

3、失之配电价格跟准许成本割裂

目前所有增量配电网项目都是按照省级输配电价为锚定目标收取配电费，和试点项目的实际准许成本和准许收入是割裂的。各地（除贵州、四川、河南和云南以外）出台的增量配电网定价办法，大多都是照搬《关于制定地方配电网和增量配电网定价办法》，“四平八稳”，较少结合增量配电网的特点提出针对性措施和方法。以一个完善法律环境和经营责权利的电网要求目前不具备电网特征的试点项目，这是目前绝大部分增量配电网投资者运营艰难的主要原因之一。

作为电力行业重要突破口的增量配电业务改革，其进展的缓慢直接影响整体改革的进程。有鉴于此，要完善增量配电业务改革，我们有如下建议：

一、从改革观念入手，正式承认输配分离的客观存在并加以完善和改革

三年改革的事实证明，用户侧存量配电网的运行由于长期以来没有纳入到电力工业管理体系之中，造成了用户电力资产管理的不专业、不规范和缺乏系统管理的局面，从而使得我国末端用户能耗的降低面临巨大的压力。66万大工业用户和大量转供电用户构成的配电网资产规模极其巨大。如此庞大的配电资产规模，又基本不在电网的管理范围之内，从观念上，我们首先要承认其是配电网，发挥着配电网功能；其次要承认此类配电网中包括民营资本在内的社会资本的价值，支持包括社会资本以控股或参股形式开展发电配电售电业务，鼓励社会资本积极拓展能源电力相关竞争性业务。

这本质上，就是要求人们从电网存在形态上认可这种实质上的输配分离状态，从资本属性上认可包括民营资本在内的社会资本对于配电网发展、配售电服务等方面的重要作用。确定这种观念之后，同时将这类电网纳入行业监管，以市场手段盘活沉淀资产，规范配网管理。这对于推动增量配电网改革、改善企业营商环境、降低企业电力成本具有极其重要的意义。

建议从第五批增量配电网开始，以园区和大用户等存量配电网为切入点，实现公用输电网和增量配电网的分离，构筑科学合理的大小电网间“网对网”关系。

二、从存量资产入手，为地方政府和实体经济释放沉淀在配电资产中的资金

要加快增量配电业务改革，就要使得试点项目尽快得到政府、电网企业和投资者的共同认可。具备这个条件的主要是非电网企业资产的存量配电网项目。因此，从存量配电网资产入手推动增量配电业务改革是目前快速建立增量配电业务机制的明智选择。

1、存量资产属于政府和企业沉淀在非经营领域的优质资产。从存量资产入手，将存量配电网转制为增量配电网，引入社会资本，以入股、并购和租赁等方式将存量资产的真正价值体现出来，将是地方政府和企业非常拥护的行为。

2、将存量配电网资产从非经营性资产转化为经营性资产，目前在法律、技术、财务和经营方式上都是事实存在的，无论是区域划分，还是供电方式，与电网企业的利益冲突最小。几乎不存在股权纠葛，增量配电网项目公司的投资主体也很容易确认。

3、2019年元月7日，脱胎于发改办能源〔2018〕356号文的当年第一个电改文件《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（发改经体〔2019〕27号）（以下简称27号文）作出了“已经运营的存量配电网，产权所有人不需要经过试点、投资主体招标等程序，可以直接向地方能源主管部门申请成为项目业主”的规定。

三、从股权结构入手，指导试点项目构建有效的混合所有制治理架构，还原增量配电为实现供电主体多元化的初心

前四批增量配电网部分落地项目的经营情况证明，股权结构上由电网企业控股和股份过于分散的项目公司，都有些偏离原来增量配电业务改革的初衷。从股权结构入手，加快增量配电业务改革的进度，建议做到以下几点：

1、目前四川省政府已经明确“国家电网公司（包括国网四川省电力公司）不得控股增量配电网运营企业”。这种股权规定，有力地确保了增量配电网公司将成为电网的对标企业，促进我国配电领域的有效竞争，还原增量配电业务改革的初心。

2、2018年下半年，国家发改委在《关于增量配电业务改革第一批试点项目进展情况的通报》（发改经体〔2018〕1460号）中强调，不建议电网及地方投资平台控股，也是考虑从股权结构上保证增量配电网项目的健康发展。27号文同样的作出了“不建议电网企业或当地政府投资平台控股试点项目”的规定。考虑到“不建议”仍然存在模糊不清的政策解读，要加快增量配电业务改革，建议尽快在全国将“不建议”改为“不得”由电网企业控股，以方便实际工作中真正有据可依。

3、从前四批投资主体的结构来看，部分增量配电网公司股东达到4家以上，部分控股股东的股份低于40%。对于一个成熟的现代企业制度公司来说，这种股权结构是无可厚非的。但是对于处于风口浪尖的新型配售电公司，这种结构往往会导致公司决策缓慢、股东意见难以统一、缺乏绝对控股方融资困难、项目进展难以符合地方经济发展的要求等问题。所以建议增量配电网投资主体的股权结构中尽量有单一绝对控制股东（股权比例51%以上），以加快项目的建设和投产。

四、从区域规划入手，融合产业发展，降低用能成本

增量配电业务改革虽然属于电力体制改革的范畴，但是其真正的目的是为了加快发展地方经济。而电力体制改革不仅是电力行业自身的纠偏和完善，更是为了完善地方经济服务体系，降低地方经济发展的能源成本。有鉴于此，增量配电网所涉及的配电网规划和区域划分问题，其合理性评判标准不是有利于当地电力工业的发展，而是如何更好地服务于地方经济降低能源综合成本，提高市场竞争力。

五、从配电价格入手，平衡电网企业和增量配电网利益

按照目前的省级输配电价确定增量配电网的配电价格，确实发现单纯从配电价格去考核配电网的投资收益，即使是电网企业也难以盈利。所以从配电价格入手，不能只偏袒于增量配电网企业的利益，更要关注电网企业为全社会所承担的成本和投资回收责任。两者之间在配电价格的平衡，才能有效地促进增量配电网的推进和发展。27号文关于配电价格的精神是：鼓励增量配电网发展出一套完整的价格核定办法。在保证用户平均配电价格不高于核定价格的前提下，对部分用户收取的配电价格可以上下浮动。

六、从监管体系入手，健康发展增量配电网项目

随着增量配电网项目的增多，建立合理的监管体系将是增量配电网健康发展的必要保证。对配电网监管体系我们有如下建议：

1、配电网投资的合法性监管与电网企业相比，增量配电网项目投资的管理还是个新生事物。因此要降低配电网的成本，对于配电网项目投资质量、安全和造价的管理，首先必须具备合法性条件。不能把原来改革必须改掉的陋习，却在新的配电网中残渣浮起。从大垄断改成小垄断之后，更要防止新的投资主体出现倒卖配电网股权路条、因为实力不足拖延增量配电网进度、由于各种原因虚增投资造价、缺乏管理和技术力量导致供电服务质量和安全性恶化、为了资本市场融资需求生造配电网概念等行为。

2、配电网投资的合理性监管为了保证增量配电网投资造价的合理性，我们建议所有配电网项目的投资招标都要经过地方公共资源招投标平台公开招标，而不是企业自行组织招标。这对于配电网投资造价的合理性将起着非常重要的作用,也将有效降低配电网项目投资造价被人为操控的风险。

3、配电网投资、运营和成本监审综合监管体系的形成增量配电网企业的日渐增多，必然促使地方发改、能源、经信和价格等部门综合监管体系的形成，这也是健康发展增量配电网项目的重要措施。在社会利益最大化这个目标的前提下，能源投资的事前审批、配电网项目的事中建设、配电网投资的竣工决算乃至配电网投产后运营效率和服务质量，都需要建立相关监管部门间的协同工作机制，团结一心，共同打造透明、坦诚和信息交流无障碍的全方位监管系统。同时积极借助社会第三方专业机构及行业协会的力量，提供相关监管服务。

4、配电网企业信用体系的建立可以预见，增量配电网项目或者企业将会出现优胜劣汰的局面。作为管制性业务，配电网企业的行为将受到国家的严格限制。配电网企业的信用将成为项目投资收益得到保证的前提条件。建立配电网企业信用体系，将促使这类企业更好的为地方经济发展提供更完善，性价比更优的高质量能源服务。

七、从资本市场入手，促成转供电存量配电网转制增量配电网

通过降低一般工商业电价的惠民措施，暴露了我国电力体制之前忽略的缺陷，这就是转供电企业的存在。从形式而言，转供电主体行使了事实上的基层配电营业所职能，却没有纳入配电网管理体制，从而导致了转供电企业投资无法收回、价格体系紊乱、配网管理既不专业，也不规范。这也是我国能耗难以降低的重要原因。

好在国家已经认识到转供电企业的改革也属于增量配电业务改革的一部分，规定了转供电主体选择移交电网企业或者改制为增量配电网两种形式的解决方案。根据我们调研，这两种方式都难以被转供电企业接受并落地操作。因此我们建议一是鼓励和加快申报用户侧存量配电网转制增量配电网，甚至可以将这类试点项目的批准权限下放到省级政府。二是从资本市场入手，以收购、租赁和托管转供电配电资产的方式来促使其改制为增量配电网，以达到多方共赢的商业模式。

八、从行业管理入手，支持和鼓励拥有自备电厂的大用户转制为增量配电网

在鼓励用户侧存量配电网（比如高耗能企业）转制为增量配电网的同时，鼓励含有自备电厂的大用户企业将其配电资产通过完善规划、确定配电区域、开展配电定价等手续后申请转制为增量配电网。将自备电厂改制为配电网内的公用电厂，按照公用电厂相关政策运行，服务配电区域内的所有用户。对转制后的增量配电网给予一定的税收优惠，并确保传导到电网用户。向所有售电企业开放增量配电网内部的竞争性业务。完善相关监管机制，加强对转制后自备电厂与增量配电企业、与原自备电厂用电企业之间交易的监管，坚决杜绝损害其他用户利益的行为。从行业管理角度而言，这在根本上缓解了社会电力营商环境的不公平状态，为实现电力行业的统筹管理奠定了市场基础。

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作者彭立斌系北京先见能源咨询有限公司董事长，尹明系北京先见能源咨询有限公司总裁。

感谢本公司以及其他单位所有专家为此文做出的贡献。

核心提示：2021年，电力行业延续绿色低碳发展态势，新型电力系统建设跨出新步伐。2021年非化石能源装机占比首次超过煤电，可再生能源装机突破10亿千瓦。全年发电量增长9.8%，新能源年发电量首次突破1万亿千瓦时，可再生能源发电量达到2.48万亿千瓦时，占全社会用电量的比重达到29.8%。全年电力消费实现两位数增长，受经济恢复、天然气、煤炭价格上涨等多重因素影响，电力供需总体偏紧。电力改革创新有效激发高质量发展动力活力，全年市场化交易电量约3.5万亿千瓦时。本报告结合近十年电力运行情况，从多角度解析我国电力供需态势、运行特点、改革进展、发展方向等内容，供参考。

我国电力发展与改革形势分析(2022)

2021年是党和国家历史上具有里程碑意义的一年。面对百年变局和世纪疫情，我国经济发展和疫情防控保持全球领先，全面深化改革开放，构建新发展格局迈出新步伐，高质量发展取得新成效。2021年，我国国内生产总值(GDP)比上年增长8.1%，两年平均增长5.1%;经济规模突破110万亿元，稳居全球第二大经济体，我国人均GDP达到80976元(按年平均汇率折算达12551美元)，超过世界人均GDP水平。

2021年电力消费增速实现两位数增长，电力装机结构延续绿色低碳发展态势。电力生产供应能力提升，2021年末全国发电装机容量达23.8亿千瓦，比上年末增长7.9%。发电装机绿色转型持续推进，非化石能源装机占比首次超过煤电，可再生能源装机突破10亿千瓦，风电并网装机容量已连续12年稳居全球第一，光伏发电并网装机容量连续7年稳居全球第一，清洁能源消纳取得新进展，新型电力系统建设跨出新步伐。2021年我国发电量83768亿千瓦时，增长9.8%，新能源年发电量首次突破1万亿千瓦时。电力改革创新有效激发高质量发展动力活力，全年市场化交易电量约3.5万亿千瓦时，辅助服务市场建设不断深化。

一、电力消费实现两位数增长，结构日益优化

(一)全社会用电量同比增长10.3%

2021年，我国电力消费大幅回升。根据中国电力企业联合会(以下简称“中电联”)数据，2021年，全社会用电量83128亿千瓦时，同比增长10.3%，较2019年同期增长14.7%。受经济整体回暖、外贸出口拉动等因素影响，以及新冠肺炎疫情导致用电量增速低基数效应，电力消费大幅回升。

图1 2012～2021年全国全社会用电量及增速情况(单位：亿千瓦时，%)

注：2021年数据来自于中电联快报，其他来自中电联历年电力工业统计数据，增速系计算所得，如无特殊标注，下同。

(二)季度用电增速逐季回落

2021年各季度全社会用电量总体保持平稳较快增长，一、二、三、四季度，全社会用电量同比分别增长21.2%、11.8%、7.6%、3.3%。2021年，全社会用电量两年平均增长7.1%，各季度两年平均增速分别为7.0%、8.2%、7.1%和6.4%。

主要受到经济持续稳定恢复和二产用电增长的拉动，一季度全社会用电量较快增长，拉动全年用电量同比增长4.5个百分点，较2019年同期增长14.4%。受能耗双控和坚决遏制“两高”项目盲目发展政策、同期基数抬升等因素影响，季度用电增速呈现“前高后底”态势。通过对比可以看出，从2021年各季度两年平均增速来看，增速略高于2019年，在2018和2019年之间。

图2 2018～2021年全国全社会用电量季度增速(单位：%)

(三)严控“两高”政策和疫情对产业用电增速影响明显

2021年，第一产业和第三产业用电量实现两位数增长。第一产业用电量1023亿千瓦时，同比增长16.4%，两年平均增长14.6%;第二产业用电量56131亿千瓦时，同比增长9.1%，两年平均增长6.4%;第三产业用电量14231亿千瓦时，同比增长17.8%，两年平均增长9.5%;城乡居民生活用电量11743亿千瓦时，同比增长7.3%，两年平均增长7.0%。

一季度，二产用电成为拉动全社会用电增长的主要动力，同比增长24.1%，较2019年同期增长15.4%，对全社会用电增长的贡献率达72.8%;三产用电显著回升，增速逐月提高，累计增速28.2%，较2019年同期大幅增长16.5%;一产用电持续高速增长，增速26.4%，较2019年同期增长31.4%。

表1 2012～2021年分产业用电量(单位：亿千瓦时)

注：2018年3月，国家统计局《关于修订<三次产业划分规定(2012)>的通知》明确将“农、林、牧、渔服务业”调整到第三产业后，再更名为“农、林、牧、渔专业及辅助性活动”，电力行业按照最新的标准开展行业统计工作，为保证数据可比，2017年之后的数据已根据新标准重新分类。

图3 2018～2021年分产业用电量增速情况(单位：%)

进入二季度，各产业用电增速较一季度有所回落，然而一产用电量仍保持稳步大幅增长，三产用电量增速回升至2019年同期水平。虽然高技术及装备制造业用电量增速明显高于同期制造业平均水平，但是由于国家坚决遏制“两高”项目盲目发展政策逐步落实，四大高载能行业增速逐步回落，三、四季度第二产业增速受到直接影响，叠加部分地区疫情散发的影响，三、四季度第三产业用电增速回落。

从2021年的两年平均增速来看，仅有一产用电增速高于2018、2019年水平，二产、三产及居民生活用电增速在2018和2019年间。

(四)电力消费结构继续优化，二产用电占比逐年递减

全社会用电量保持平稳增长同时，电力消费结构正日益优化。第二产业用电比重逐步收缩，第一产业、第三产业比重略微扩大。随着乡村用电条件持续改善，高技术及装备制造业、充换电服务业、新兴服务业等进一步快速发展和城乡居民生活水平的提高，用电结构将进一步向一产和三产倾斜。

二、电力装机规模持续提升，非化石能源占比首次超过煤电

(一)全国电力装机规模近24亿千瓦，同比增长7.9%

截至2021年底，全国发电装机容量约23.8亿千瓦，同比增长7.9%，增幅收缩1.7个百分点。

近十年来，我国发电装机容量持续增长。2012～2021年，我国发电装机累计容量从11.5亿千瓦增长到23.8亿千瓦。近十年的装机增速呈波动走势，2015～2019年，装机增速呈下降趋势，至2020年陡然回升，最主要原因是风电、太阳能发电等新能源新增装机创历史新高。

图4 2012～2021年全国电力装机及增速情况(单位：万千瓦，%)

(二)非化石能源装机占比首次超过煤电

发电装机绿色转型持续推进，可再生能源装机突破10亿千瓦。2021年，全国全口径火电装机容量13.0亿千瓦，其中，煤电11.1亿千瓦，同比增长2.8%，占总发电装机容量的比重为46.7%，同比降低2.3个百分点。水电、风电、光伏发电装机均突破3亿千瓦，水电装机容量3.9亿千瓦(常规水电3.5亿千瓦，抽水蓄能3639万千瓦);风电3.3亿千瓦(陆上3.0亿千瓦，海上2639万千瓦);太阳能发电装机3.1亿千瓦(集中式2.0亿千瓦，分布式1.1亿千瓦，光热57万千瓦)。风电并网装机容量已连续12年稳居全球第一，光伏发电并网装机容量连续7年稳居全球第一，海上风电装机跃居世界第一。核电5326万千瓦。生物质发电3798万千瓦。

表3 2012～2021年全国电力装机结构(单位：万千瓦)

图5 2012～2021年全国电力装机结构

非化石能源发电装机容量首次超过煤电。从十年历史数据来看，非化石能源装机比重明显上升，2021年全口径非化石能源装机达11.2亿千瓦，同比增长13.4%，占总发电装机容量比重为47.0%，首次超过煤电装机规模。2021年可再生能源发电累计装机容量达到10.3亿千瓦，比2015年底实现翻番，占全国发电总装机容量比重达到43.2%，比2015年底提高10.9个百分点。

从装机增速看，2021年，风电和太阳能发电装机以超过15%的速度大幅增长，太阳能发电同比增长20.9%，风电同比增长16.6%。核电同比增长6.8%。水电同比增长5.6%。火电同比增长4.1%，其中，煤电同比增长2.8%，占总发电装机容量的比重同比下降2.3个百分点。

图6 2016～2021年火电、水电、风电、太阳能发电、核电装机增速情况

(三)全国新增非化石能源发电装机比重超七成

2021年，全国新增发电装机容量17629万千瓦。其中，新增火电装机4628万千瓦，并网水电、风电2349、4757万千瓦，核电340万千瓦，太阳能发电5493万千瓦，生物质808万千瓦。新增非化石能源发电装机容量13809万千瓦，占新增发电装机总容量的比重为78.3%，同比提高5.2个百分点。新增可再生能源装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%。

新增发电装机总规模连续九年过亿千瓦，2020年为历年最高水平。2018、2019年受电力供需形势变化等因素影响，水电、核电、太阳能发电新增装机几乎减半，导致两年新增装机规模连续下滑。2020年，在水电、风电、太阳能发电装机高速增长的带动下，新增装机容量大幅提升。2021年受火电、风电新增装机容量减少18%、34%的影响，整体新增规模同比降低7.9%。

图7 2012～2021年全国新增电力装机及增速情况

图8 2015～2021年全国新增电力装机结构对比(单位：万千瓦)

2021年新增的各类型发电装机中，七成以上都是非化石能源。风电、光伏发电新增装机规模1.02亿千瓦，新增并网海上风电创历年新高，新增光伏发电并网装机容量连续9年稳居世界第一，新增分布式光伏历史上首次超过集中式电站。

2021年新增火电装机较上一年同期减少1032万千瓦。全年有多个大型火电机组并网，重点工程包括：国内最大在建项目—国家能源集团国电电力上海庙公司百万千万超超临界1号机组投产发电、华能集团自主研发的世界参数最高和容量最大超临界二氧化碳循环发电试验机组投运、国家优质工程金质奖上海漕泾电厂改造完成并网、安徽省首个厨余垃圾沼气发电项目并网、四川省首台超超临界百万千瓦机组投运、福建罗源湾港储电一体化电厂工程1号机组投运、获得世界最高冷却塔吉尼斯世界记录的国能胜利电厂一期工程全面建成投产等。

图9 2012～2021年火电装机和新增装机情况(单位：万千瓦)

2021年，全国风电新增并网装机4757万千瓦，为“十三五”以来年投产第二多，比第一多的2020年少投产2454万千瓦。陆上风电新增装机3067万千瓦，海上风电新增装机1690万千瓦。从新增装机分布看，中东部和南方地区占比约61%，“三北”地区占39%。由于2021年是海上风电新并网项目获得国家财政补贴的最后一年，全国全年新增并网海上风电装机规模创历年新高，达到1690万千瓦。我国大型风电光伏基地项目接连开工，2021年10月中下旬近3000万千瓦大型风电光伏基地项目开工。

2021年，全国太阳能发电新增装机5493万千瓦，全国光伏新增并网装机5488万千瓦，为历年以来年投产最多，其中，光伏电站2560万千瓦、分布式光伏2928万千瓦。分布式光伏新增发电装机约占全部光伏新增的53%，历史上首次突破50%，集中式与分布式光伏并举的发展趋势明显。户用光伏继2020年首次超过1000万千瓦后，2021年超过2000万千瓦。从全国光伏新增装机布局看，装机占比较高的区域为华北、华东和华中地区，分别占全国新增装机的39%、19%和15%。

图10 2012～2021年新增风电、太阳能发电装机情况(单位：万千瓦)

2021年，核电新增装机较上年增加228万千瓦。主要有“华龙一号”全球首堆示范工程—福清核电5号机组正式投入商业运行，全球首个并网发电的第四代高温气冷堆核电项目—石岛湾高温气冷堆核电站示范工程首次并网发电，田湾核电6号、红沿河核电5号机组建成投产。

图11 2012～2021年核电装机和新增装机情况(单位：万千瓦)

2021年，全国新增水电并网容量为“十三五”以来年投产最多。截至2021年12月底，我国“十四五”开局之年投产发电的超级工程—白鹤滩水电站已有8台机组投产发电，将与三峡工程、葛洲坝工程，以及金沙江乌东德、溪洛渡、向家坝水电站一起，构成世界最大的清洁能源走廊。雅砻江两河口水电站5台机组投产发电。乌东德水电站于6月实现全部12台85万千瓦机组投产发电，全面进入运行管理新阶段。

图12 2012～2021年水电装机和新增装机情况(单位：万千瓦)

三、电力供需形势保持总体偏紧，非化石能源电力供应能力持续提升

(一)新能源年发电量首次突破1万亿千瓦时，煤电发电量占比降低

2021年，全国全口径发电量8.38万亿千瓦时，同比增长9.8%。发电结构持续优化。非化石能源发电量2.90万亿千瓦时，同比增长12.0%;占总发电量的比重为34.5%，同比提高0.6个百分点。新能源年发电量首次突破1万亿千瓦时。风电光伏的发电量占比提高了2.2个百分点，并网太阳能发电、风电发电量同比分别增长25.2%和40.5%，风电对全国电力供应的贡献不断提升。煤电发电量5.03万亿千瓦时，同比增长8.6%，占总发电量的比重为60.0%，同比降低0.7个百分点。仅有水电受到汛期主要流域降水偏少等因素影响导致发电量下降。

图13 2016～2021年全国发电量及非化石能源发电占比情况

2021年，受工业生产快速恢复、天气、水电供应不足、煤炭价格上涨等综合性因素影响，全国部分地区电力供应紧张。尤其是1月、6~10月部分地区电力供应紧张，其中，6~8月，有12个省级电网在部分用电高峰时段电力供应紧张并采取有序用电措施，9~10月，有超过20个省级电网采取了有序用电措施，个别地区少数时段出现限电现象。

(二)全国发电设备利用小时同比提高60小时，仅水电利用小时数降低

2021年，全国发电设备利用小时数为3817小时，同比提高60小时。其中，火电设备利用小时4448小时，其中，煤电4586小时，气电2814小时。水电设备利用小时3622小时。核电7802小时，并网风电2232小时，并网太阳能发电1281小时。

表4 2012～2021年发电设备利用小时数(单位：小时)

图14 2012～2021年不同电源发电设备利用小时变动情况

从全国发电设备平均利用小时来看，近十年总体呈下滑之势，2015～2021年，全国发电设备平均利用小时数均降至4000小时以内。

2021年，全国火电设备利用小时数同比提高237小时，其中，煤电同比提高263小时，气电同比提高204小时。水电同比降低203小时，核电同比提高352小时，并网风电同比提高154小时，并网太阳能发电与上年总体持平。

(三)可再生能源利用水平继续提升

2021年，我国可再生能源发电量达到2.48万亿千瓦时，占全社会用电量的比重达到29.8%。其中，水电、风电、光伏发电和生物质发电量分别占全社会用电量的16.1%、7.9%、3.9%和2%。

全年全国风电平均利用率96.9%，同比提升0.4个百分点;尤其是湖南、甘肃和新疆，风电利用率同比显著提升，湖南风电利用率99%、甘肃风电利用率95.9%、新疆风电利用率92.7%，同比分别提升4.5、2.3、3.0个百分点。北京、天津、上海、江苏、浙江、安徽、福建、湖北、重庆、四川、西藏、广东、广西、海南等14个省(区、市)为风电100%消纳，甘肃(95.9%)、河北(95.4%)、新疆(92.7%)、蒙西(91.1%)、青海(89.3%)五省风电利用率低于全国平均水平。

全国光伏发电利用率98%，与上年基本持平。新疆、西藏等地光伏消纳水平显著提升，光伏利用率同比分别提升2.8和5.6个百分点。北京、上海、江苏、浙江、安徽、福建、江西、湖北、湖南、重庆、四川、广东、广西、海南等14个省(区、市)为光伏100%消纳。蒙西(96.5%)、青海(86.2%)、西藏(80.2%)三个地区光伏利用率低于全国平均水平。

广东、广西、云南、贵州、海南五省区新增风光等新能源发电装机1340万千瓦，同比增长23%，占当年新增电源装机的55%，新能源装机占比提升2.4个百分点，全年消纳新能源电量1251亿千瓦时，同比增加22.5%。风电、光伏发电利用率均达99.8%，区域能源结构转型成效显著。

表5 2021年各省级区域新能源并网消纳情况

(来源：全国新能源消纳监测预警中心)

全国主要流域水能利用率约97.9%，同比提高1.5个百分点;弃水电量约175亿千瓦时，较上年同期减少149亿千瓦时。2021年上半年弃水主要发生在河南、四川两省，河南省主要发生在小浪底水利枢纽，主要原因是3月份发电厂房被淹，直到6月所有机组才恢复发电;四川省弃水电量11.60亿千瓦时，较上年同期减少25.17亿千瓦时;其他省份弃水电量维持较低水平。

四、电网建设规模稳步扩大，增速有所放缓

“十四五”开局之年，电网建设稳步推进。重大战略性工程、特高压工程顺利完成，跨区跨省资源配置能力显著提升。电力营商环境持续优化，供电服务质效齐升。电网企业发布碳达峰、碳中和路径图，并认真落实碳达峰、碳中和与新型电力系统建设等工作要求，多措并举全力推进电网建设。

(一)电网投运总规模平稳增长

2021年，全国电网220千伏及以上变电设备容量共49.4亿千伏安，同比增长5.0%;220千伏及以上输电线路回路长度共84万千米，同比增长3.8%。

全国新增220千伏及以上变电设备容量24334万千伏安，比上年多投产2046万千伏安，同比增长9.2%;全国新增220千伏及以上输电线路回路长度3.2万千米，较上年少投产2809千米，同比减少8%;新增直流换流容量3200万千瓦，比上年少投产2000万千瓦，同比下降38.5%。

图15 2012～2021年220千伏及以上变电设备容量情况

图16 2012～2021年220千伏及以上输电线路回路长度情况

近五年来，220千伏及以上变电设备容量增速多数在5%~10%之间，220千伏及以上输电线路回路长度增速为3%~7%。新增规模中，变电设备增量波动幅度不大，近年来均在2~2.5亿千伏安，输电线路回路长度增量大幅下降，2021年为近年来低点。

(二)输电通道建设稳步推进

我国重大输电通道工程建设持续推进，2021年共建成投运3条特高压工程。6月21日，雅中-江西±800千伏特高压直流工程竣工投产，这是“十四五”期间首个建成投运的特高压直流输电工程。2021年8月6日，陕北-湖北±800千伏特高压直流工程启动送电。2021年12月26日，南昌-长沙特高压交流工程建成投运，这是国家电网有限公司“十四五”开局之年的首个特高压交流工程。特高压工程的建成投运，将显著提升跨区跨省资源配置能力。

至2021年底，我国共建成投运33条特高压线路。其中，15条交流特高压，均在国网;18条直流特高压，其中国网14条，南网4条。

表6 我国已建成投运特高压工程

根据国家电网公司规划，“十四五”期间特高压交直流工程总投资3002亿元，新增特高压交流线路1.26万千米、变电容量1.74亿千伏安，新增直流线路1.72万千米、换流容量1.63亿千瓦，特高压电网将迎来新一轮的建设高峰期。南方电网公司数据显示，预计到2025年，骨干网架西电东送受端电力将继续增长为规划的5200万千瓦，年输入两广的清洁电力将超过2350亿千瓦时，将取代燃煤消耗7500万吨。

值得注意的是，2021年4月23日，闽粤联网工程开工建设，计划于2022年建成投运。该工程将使国家电网和南方电网之间的电力交换能力提高到500万千瓦。

(三)“获得电力”服务水平持续优化提升

2021年8月，国家能源局印发《全面推行电力业务资质许可告知承诺制实施方案》，在全国范围内办理电力业务许可及承装(修、试)电力设施许可事项实行告知承诺制，这是深化“证照分离”改革、优化营商环境的一项重要举措。《方案》以审批更精简、监管更高效、服务更优质为目标，以行政许可机关清楚告知、企业和群众诚信守诺为重点，创新许可服务理念和管理方式，全面推行电力业务资质许可告知承诺制，从制度层面为企业群众办事创业提供更大便利，助力能源高质量发展。

电力业务资质许可服务质量持续提升。2021年电力业务资质许可“好差评”评价中，“很好”13248件，占96.52%，“好”446件，占3.25%，整体好评率99.77%;“一般”22件，占0.16%;“差”“很差”9件，占0.07%。

提升“获得电力”服务水平是优化营商环境的一项重要内容。2021年以来，全国范围内通过深化“三零”(零上门、零审批、零投资)和“三省”(省力、省时、省钱)服务等一系列举措，电力营商环境得到持续优化。2021年，全年为用户节省办电成本超650亿元。

(四)电网企业碳达峰、碳中和路径图发布

2021年3月1日，国家电网公司发布碳达峰碳中和行动方案，提出加快构建清洁低碳、安全高效能源体系，持续推进碳减排，明确了推动能源电力转型主要实践、研究路径以及行动方案。国家电网提出，加快构建坚强智能电网，推进各级电网协调发展，支持新能源优先就地就近并网消纳。在送端，完善西北、东北主网架结构，加快构建川渝特高压交流主网架，支撑跨区直流安全高效运行。在受端，扩展和完善华北、华东特高压交流主网架，加快建设华中特高压骨干网架，构建水火风光资源优化配置平台，提高清洁能源接纳能力。预计2025、2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到20%、25%左右。

2021年3月18日，南方电网公司发布服务碳达峰碳中和工作方案，从5个方面提出21项措施，将大力推动供给侧能源清洁替代，以“新电气化”为抓手推动能源消费方式变革，全面建设现代化电网，带动产业链、价值链上下游加快构建清洁低碳安全高效的能源体系。方案中提出，到2025年，南方电网将推动南方五省区新能源新增装机1亿千瓦，达到1.5亿千瓦。到2030年，推动南方五省区新能源再新增装机1亿千瓦，达到2.5亿千瓦;非化石能源装机占比由2020年的56%提升至65%，发电量占比从2020年的53%提升至61%。

此外，电网企业还探索碳减排创新产品，发行碳中和债。2021年2月9日，南方电网等6家企业注册的首批碳中和债成功发行。募集资金全部用于具有碳减排效益的绿色产业项目，项目领域包括风电、光伏、水电等清洁能源和绿色建筑，募投项目建成运营后预计每年将减少二氧化碳排放合计4164.7万吨。

2021年3月24日，国家电网有限公司2021年第一期绿色中期票据(碳中和债)在银行间债券市场成功发行。募集资金将有效保障白鹤滩—江苏±800千伏、南昌—长沙1000千伏、雅中—江西±800千伏等特高压输电工程建设，顺利达成投产后每年减少约77万吨碳排放的目标。随后又发行两期共105亿元绿色中期票据。

碳中和债的发行预计将推动信贷、租赁、信托等领域产生更多支持碳减排项目的创新产品，对于探索绿色金融工具和助力国家“双碳”目标实现具有重要意义。

五、全国电力投资创近十年新高，新能源投资上扬

2021年，电力工程投资同比增长2.9%，为近十年最高水平。电力投资结构持续调整，电源投资占比提升。新能源投资上扬，火电投资略有回升，风电投资占据电源投资中的44.8%。

(一)电力总投资同比增长2.9%，为近十年最高水平

国家能源局数据显示，2021年全国电力工程投资总额达10481亿元，同比增长2.9%。其中，电源基本建设投资完成5530亿元，电网基本建设投资完成4951亿元。2018年以来，电力工程建设投资额连年增长。

表7 2012～2021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8900亿元。“十四五”开局之年，电力工程建设投资创下十年来新高。

图17 2012～2021年全国电力投资总量及增速情况(单位：亿元，%)

(二)电力投资结构持续调整，电源投资占比提升

2021年全国电源基本建设投资占电力投资的比重为52.8%，较上年增加0.9个百分点;电网基本建设投资占电力投资的比重为47.2%，较上年降低0.9个百分点。

从近十年数据看，电网投资占比在“十二五”期间整体呈上升趋势，“十三五”期间整体呈下降趋势。“十四五”开年持续降低。2018年电网投资接近电源投资2倍，为近十年峰值。随后电网投资占比持续降低。2021年电网投资完成4951亿元，同比降低0.9%，较上年少投55亿元。电源投资连续升高。2020年电源投资占比超过电网，2021年占比继续提升，较电网多投资579亿元。

图18 2012～2021年电网电源投资占比情况

(三)新能源投资上扬，火电投资有所回升

2021年，全国电源基本建设投资完成5530亿元，同比增长4.5%。其中，水电投资988亿元，同比减少7.4%，占电源投资的比重为17.9%。火电投资672亿元，同比上升18.3%，占电源投资的比重为12.2%。核电投资538亿元，同比上升42%，占电源投资的比重为9.7%，扭转“十三五”期间投资量一直收缩的局面。

“十二五”以来，新能源投资力度加大。年受平价上网政策影响，风电投资猛增，2020、2021年风电投资占电源总投资的比重分别为50.1%、44.8%。

图19 2012～2021年不同电源投资情况(单位：亿元)

六、主要能耗指标持续下降，碳排放量增长有效减少

供电标准煤耗、全国线损率等主要能耗指标持续下降。供电标准煤耗十年累计下降26.5克/千瓦时。燃煤电厂超低排放改造稳步推进，污染物排放下降明显，电力行业碳排放量增长有效减少。

(一)供电标准煤耗持续下降，十年累计下降26.5克/千瓦时

据国家能源局数据，2021年全国供电标准煤耗302.5克/千瓦时，同比再降2.4克/千瓦时，较2011年下降了26.5克/千瓦时。

2021年10月29日，国家发展改革委、国家能源局发布《全国煤电机组改造升级实施方案》，明确按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界、且供电煤耗低于270克标准煤/千瓦时的机组。设计工况下供电煤耗高于285克标准煤/千瓦时的湿冷煤电机组和高于300克标准煤/千瓦时的空冷煤电机组不允许新建。到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下。还要求存量煤电机组灵活性改造应改尽改。“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力万千瓦，促进清洁能源消纳。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。

图20 2012～2021年供电煤耗和降幅(单位：克/千瓦时)

(二)全国线损率保持下降趋势，2021年为5.26%

据国家能源局数据，2021年全国线损率5.26%，同比下降0.34个百分点，保持继续下降走势，较2012年下降了1.48个百分点。

2021年厂用电率尚未见公开数据，但总体呈现下降趋势。2020年，全国厂用电率下降至4.65%，比上一年降低0.02个百分点。其中，水电0.25%，比上年升高0.01个百分点，火电5.98%，比上年降低0.03个百分点。

表8 2011～2021年6000千瓦及以上电力行业能耗情况

(三)超低排放改造稳步推进，污染物排放下降明显

燃煤电厂超低排放改造持续推进，截至2020年底，全国煤电总装机容量的89%已实现超低排放。据中电联统计，2020年，全国电力烟尘排放总量约为15.5万吨，同比降低15.1%。二氧化硫排放量约为78万吨，同比降低12.7%。氮氧化物排放量约为87.4万吨，同比下降6.3%。

表9 2011～2020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》。统计范围为全国装机容量6000千瓦及以上火电厂。

近十年来，污染物排放下降明显。烟尘排放总量由2011年的155万吨下降到2020年的15.5万吨，单位火电发电量的烟尘排放量由每千瓦时0.4克下降到0.032克;二氧化硫排放总量由2011年的913万吨下降到2020年的78万吨，单位火电发电量的二氧化硫排放量由每千瓦时2.3克下降到0.16克;氮氧化物排放总量由2012年的948万吨下降到2020年的87.4万吨，单位火电发电量的氮氧化物排放量由2012年每千瓦时2.4克下降到2020年的0.179克。

表10 2011～2020年单位火电发电量的排放量(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》。

(四)电力行业碳排放量增长有效减少

电力行业碳排放量增长有效减少。据中电联数据，2020年全国单位火电发电量二氧化碳排放量约为832克/千瓦时，比2005年降低20.6%;单位火电发电量一氧化碳排放量约为565克/千瓦时，比2005年降低34.1%。年，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放约185.3亿吨，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长。

全国碳市场建设稳步推进。2021年，《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》相继发布。7月16日，全国碳市场正式启动，第一个履约周期为2021年全年，纳入发电行业重点排放单位2162家，覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，是全球规模最大的碳市场。至12月31日，全国碳市场累计运行114个交易日，碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元。

七、电力体制改革深入推进

(一)电力市场体系结构逐步完善，市场化交易不断增长

我国已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同、可再生能源消纳权重等交易品种的全市场体系结构。目前省间、省内中长期市场已较为完善并常态化运行。

据中电联数据显示，2021年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量37787.4亿千瓦时，同比增长19.3%，占全社会用电量比重为45.5%，同比提高3.3个百分点。省内交易电量(仅中长期)合计为30760.3亿千瓦时，省间交易电量(中长期和现货)合计为7027.1亿千瓦时。国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量29171.5亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为44.5%;南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量6702.8亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为46.6%。

市场主体方面，国家电网公司经营区域电力交易平台已累计注册各类市场主体36.6万家，同比增长85%。南方电网区域电力市场注册的主体共8.98万家，同比增长39.9%。

(二)我国省间电力交易体系已基本建成

《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》经多轮修订后于2021年9月正式印发，成为落实《电力中长期交易基本规则》的操作细则，为市场主体参与跨区跨省电力中长期交易提供依据。细则在年度、月度交易的基础上，增设月内(周、多日)交易。

在2017年7月出台的《跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则(试行)》下，省间现货方面，2020年，国家电网公司实现了跨区域省间富余可再生能源电力现货交易全覆盖。在此基础上，2021年11月，国家电网印发了《省间电力现货交易规则(试行)》，计划在国家电网公司和内蒙古电力公司范围内启动试点交易。此次规则不仅放开售电公司、电网代购、电力用户参与省间电力现货交易，市场范围由跨区域省间扩大到所有省间，还将市场定位在落实省间中长期交易基础上，利用省间通道剩余输电能力，开展省间日前、日内电能量交易的省间电力现货交易。实现覆盖全国大部分省份的空间维度，覆盖多种能源的电量交易，对建立完整的电力市场体系起到了重要的衔接和支撑作用。其运行标志着我国完整、统一的省间电力交易体系已经基本建成。

(三)电力价格市场化改革走向纵深

有序放开全部燃煤发电电量上网电价与工商业用户用电价格。2021年10月，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确有序放开全部燃煤发电电量上网电价，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，上下浮动原则上均不超过20%，电力现货价格不受上述幅度限制。有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。居民、农业用电执行现行目录销售电价政策。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电(《国家发展改革委关于企业代理购电工作有关事项的通知》对电网企业代理购电方式流程进行了规范)。此外，为保障燃煤发电上网电价市场化改革，进一步放开各类电源发电计划，加强与分时电价政策衔接。

完善目录分时电价机制。《关于进一步完善分时电价机制的通知》称，在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，建立尖峰电价机制，健全季节性电价机制。据不完全统计，已有24省市出台完善分时电价机制相关政策25条。

输配电价进入第二监管周期。国家发展改革委2021年4月印发的《关于做好2021年降成本重点工作的通知》称，平稳执行新核定的2021年输配电价和销售电价，进一步清理用电不合理加价，继续推动降低一般工商业电价。持续推进电力市场化改革，允许所有制造业企业参与电力市场化交易。2021年10月14日，国家发展改革委印发《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》，对2017年出台的《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)》作了修订。在第一监管周期(2017～2019)的基础上，考虑到2020年应对疫情降电价(电费)的影响，核定后的各省级电网第二监管周期输配电价自2021年1月1日起执行。与第一监管周期相比，第二监管周期输配电价整体下降，其中，五大区域电网两部制输电价格中的电量电价，从第一周期的2个电量电价变化为第二周期的5个电价，各区域电网都有所属的电量电价。此外，自2021年12月2日起，对陕北-湖北、雅中-江西特高压直流工程执行临时输电价格。

完善抽水蓄能价格形成机制。国家发展改革委2021年5月发布《进一步完善抽水蓄能价格形成机制》，明确要坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，明确以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。中电联数据显示，2021年省内抽水蓄能交易117.6亿千瓦时。

(四)中长期交易落实“六签”，绿色电力交易方案出台

“六签”工作要求包括“全签”“长签”“分时段签”“见签”“规范签”“电子签”六方面内容，旨在全面深化电力市场化改革，构建更加完善有序的市场体系和市场结构。中电联数据显示，2021年，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为30404.6亿千瓦时，同比增长22.8%。其中，省内电力直接交易电量合计为28514.5亿千瓦时，省间电力直接交易(外受)电量合计为1890亿千瓦时，分别占全国电力市场中长期电力直接交易电量的93.8%和6.2%。此外，广州电力交易中心已于12月在全国范围内率先完成2022年电力中长期合同签订工作，交易成交规模达2423亿千瓦时(落地端)，创历史新高，超过近三年平均送电规模，市场主体参与率达100%，并首次实现所有“网对网”“点对网”交易全量签约，还提前锁定了2022年南方区域跨省区送电安排，其中西电东送电量达2308亿千瓦时。

《绿色电力交易试点工作方案》称绿色电力交易将在现有中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种。参与绿色电力交易的市场主体，近期以风电和光伏发电为主，逐步扩大到水电等其他可再生能源，绿色电力交易优先安排完全市场化上网的绿色电力，进一步体现能源的绿色属性和价值。中电联数据显示，2021年省内绿色电力交易6.3亿千瓦时。

(五)电力现货试点第二批稳步推进，广东2022年将开启整年结算试运行

省内电力现货市场在第一批8个试点均已完成至少一个月以上连续结算试运行的基础上，甘肃、福建、浙江、四川、山西、广东陆续启动连续结算试运行;山东已经启动5次电力现货市场结算试运行，自2022年1月1日起进入长周期连续结算试运行;南方(以广东起步)电力现货市场原则上自2022年1月1日起进入全年连续结算试运行。

第二批电力现货试点面世。2021年4月发布的《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，选择辽宁、上海、江苏、安徽、河南、湖北作为第二批现货试点。此外，上海、江苏、安徽现货市场建设应加强与长三角区域市场的统筹与协调;支持开展南方区域电力市场试点，加快研究京津冀电力现货市场建设、长三角区域电力市场建设的具体方案。江苏能源监管办已于11月对《江苏省电力现货交易规则(征求意见稿)》展开研讨。

此外，可再生能源参与市场的新机制在广东省现货市场规则中显现。12月，广东省能源局发布《南方(以广东起步)电力现货市场实施方案》(征求意见稿)，提出建立“中长期+现货+辅助服务”的电力市场体系，引入有可再生能源电力消纳需求的市场化用户，通过售电公司与集中式风电、光伏和生物质等可再生发电企业开展交易。条件成熟时，研究开展可再生能源电力参与现货市场交易。

(六)持续推进售电侧改革

国家发展改革委、国家能源局印发的《售电公司管理办法》用以替代已经执行了5年的《售电公司准入与退出管理办法》。新版管理办法明确了售电公司注册条件、注册程序及相关权利与义务等内容，共计9章46条。其有三个亮点，一是注册条件和注册程序更有针对性，二是更加注重售电公司动态管理和风险管理，三是启动保底售电服务，衔接电网企业代理购电机制。

增量配电业务改革方面，国家发展改革委、国家能源局批复了五批459个增量配电业务改革试点项目。中国能源研究会配售电研究中心与华北电力大学国家能源发展战略研究院联合发布的《2021年增量配电发展研究白皮书》显示，有292个试点完成配电网规划编制，300个试点确定业主，240个试点业主单位通过工商注册，224个试点公布股比。共计220个试点确定供电范围，其中第一批有85个，第二批有50个，第三批有53个，第四批有29个，第五批有3个。共计185个试点取得电力业务许可证(供电类)。

(七)新版“两个细则”的出台推动运营规则持续完善

全国6个区域电网和30个省级电网已启动电力辅助服务市场，实现各区域、省级辅助服务市场全面覆盖，电力辅助服务市场体系基本建立。2021年在应对电力紧张的过程中，电力辅助服务发挥了积极作用。全国通过辅助服务市场挖掘调峰能力约9000万千瓦，增发清洁能源电量约800亿千瓦时。

2021年辅助服务市场建设速度加快，运营规则持续完善。国家能源局11月发布的《关于强化市场监管 有效发挥市场机制作用促进今冬明春电力供应保障的通知》，要求中长期保供应稳定、辅助服务保安全运行、应急调度保突发处置。激发需求侧等第三方响应能力，结合用户侧参与辅助服务市场机制建设，全面推动高载能工业负荷、工商业可调节负荷、新型储能、自备电厂、电动汽车充电网络、虚拟电厂、5G基站、负荷聚合商等参与辅助服务市场。国家能源局12月印发了新版“两个细则”，即《电力辅助服务管理办法》《电力并网运行管理规定》，对电力辅助服务主体、交易品种以及补偿与分摊机制做了补充深化。新增了囊括新能源等发电侧主体、新型储能、负荷侧并网主体等并网技术指导及管理要求，新增了转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种，建立用户参与的分担共享机制。

跨区跨省电力辅助服务机制正在陆续出台。除了《电力辅助服务管理办法》明确跨省跨区电力辅助服务机制外，《新型主体参与华中电力调峰辅助服务市场规则(试行)》《川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》相继发布。国内首个调峰容量市场机制在华北电力调峰容量市场正式启动。

2022年是党的二十大召开之年，也是推进“十四五”发展的重要年份。国内发展面临需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力。我国坚持稳中求进工作总基调，坚持以供给侧结构性改革为主线，统筹发展和安全，继续做好“六稳”“六保”工作，着力稳定宏观经济大盘，保持经济运行在合理区间，保持社会大局稳定，顶住经济下行压力。全国电力发展坚持稳中求进，先立后破，通盘谋划。预测电力消费增速放缓，非化石能源装机占比持续增长，电力供需总体平衡。在“双碳”目标驱动下，提高能源供应稳定性和弹性，强化煤电支撑作用，发挥好煤炭、煤电在能源供应体系的基础和兜底保障作用，在确保电力供应安全的基础上，持续推动电力绿色低碳高质量发展。

(本文所引用数据均来自权威部门资料。因统计口径不同等原因，部分数据存在相互出入问题，个别较去年版本做了修正，或根据实际情况进行了调整。对于不影响总体判断的数据，保留了原始引用数据。)

(王雪辰 崔晓利 中能传媒能源安全新战略研究院)