2018年2月底发布的《2017年国民经济和社会发展统计公报》显示，刚刚过去的2017年，我国经济实力实现新跃升，国内生产总值首次超过80万亿元、达到82.7万亿元，同比增长6.9%。按年平均汇率折算超过12万亿美元，占世界经济比重的15%左右，比5年前提高3个百分点以上，稳居世界第二位。

作为经济社会发展的重要物质基础和动力，我国电力行业也快速发展、深刻变革。总体规模再上新台阶，供需失衡的状况依旧;社会用电量增速加快，电力结构更加优化;市场格局又现新调整，改革红利进一步释放。在新时代大背景下，其出现的新情况、存在的老问题，都值得特别关注。

2018年是贯彻党的十九大精神的开局之年，是改革开放40周年，是决胜全面建成小康社会、实施“十三五”规划承上启下的关键一年。电力行业企业将如何以习近平新时代中国特色社会主义思想为指引，开创电力行业绿色发展新境界，成为新的时代课题，需要行业认真作答更需要企业科学践行。

一、全社会用电量平稳较快增长，电力消费结构持续优化

(一)全社会用电量增长6.6%，增速与2009年相当

国家能源局数据显示，2017年，全社会用电量首次突破6万亿千瓦时大关，达到6.3万亿千瓦时，同比增长6.6%，增长情况超过年初预期。按照中电联年初预测，全社会用电量增速低于2016年，在常年气温水平情况下，预计2017年全国全社会用电量同比增长3%左右。此预测数据不到实际数据的一半。

随着全社会用电量数据的不断突破预期，中电联也持续调整预测数据，从“增速低于2016年”翻转到“超过2016年增长水平”。上半年数据出炉后，中电联预测下半年全社会用电量增速略高于4%;全年全社会用电量同比增长5%左右，增速与上年大体持平。10月份则预测四季度全社会用电量同比增长5%左右，全年全社会用电量同比增长6.5%左右，超过2016年增长水平。

全社会用电量增速在2015年触底之后，已连续两年超预期增长。但从近十年数据观察，这一增速并不特别“出色”，与2009年增速相当，在十年增速排名中居第四位，与2010年、2011年的高增长相比差距较大，与党的十八大后的2013年相比也有1个百分点的差距。但观察认为这一增速高度契合了当前的经济新常态，略低于6.9%的GDP增速，电力消费弹性系数接近于1。

2017年全社会用电量打破了此前连续三年低于5%的颓势，也因此增长了电力消费预测信心。中电联最近发布分析预测报告，认为在平水年、没有大范围极端气温影响情况下，2018全社会用电量增长5.5%左右。虽然尚低于2017年实际增长数据，但较去年初预测数据已有大幅提升。

(二)第三产业用电延续两位数增长，电力消费结构进一步优化

2017年，各产业用电量均呈现较为强劲的增长势头，但同比增速变化情况并不完全一致，两项加速、两项减速。其中，第一产业用电量1155亿千瓦时，同比增长7.3%，增速同比提高2.3个百分点;第二产业用电量44413亿千瓦时，同比增长5.5%，增速较上年提高了2.7个百分点;第三产业用电量8814亿千瓦时，同比增长10.7%，延续两位数增长态势，但同比略有减缓;城乡居民生活用电8695亿千瓦时，同比增长7.8%，较上年减缓3个百分点。

十年来，第三产业用电量增速虽有波动，但持续保持6%以上的较高增速，其他产业用电增速波动更为明显，第一产业用电在2012年甚至出现了负增长。第二产业既有2010年15.9%的超高速增长，也有2015年1.0%的低增长(按照快报数据口径，第二产业2015年用电量则出现了负增长1.4%的罕见情况)。与2007年相比，2017年第一产业用电增长33.8%，在所有产业中增长垫底;第二产业增长78.3%;第三产业增长176.7%，2013年即接近实现翻番;城乡居民生活用电增长140.9%，在2015年实现了翻番。

 

注：2017年分产业数据来源于国家能源局发布资料，其他年度分产业数据根据上表数据计算得出

从用电结构看，2017年的突出特点是第三产业用电总量首次超过居民生活用电总量。2009年以来，第三产业用电增速持续高于居民生活用电，总量差距从2007年的低400多亿千瓦时到2017年反超100多亿千瓦时。与发达国家相比，我国第三产业用电尚处于较低水平，未来增长空间巨大。

自2007年以来，我国用电调整持续保持第一产业和第二产业减少比重、第三产业和城乡居民用电增加比重。其中，第一产业累计减少0.9个百分点，占比已不足2%;第二产业同比减少0.7个百分点，累计减少6.1个百分点，但仍占七成以上，未根本改变用电结构;第三产业同比增长0.5个百分点，累计增长4.2个百分点;城乡居民用电比重累计提升2.7个百分点。

根据近几年的全国用电结构变化趋势，估计年内第二产业用电将首次降低到70%以内，第三产业用电将持续保持快速增长势头，逐步缩小与第二产业用电总量差距。第一产业用电量增长持续较为缓慢，在目前情况下可能成为常态。

 

 

二、全国发电能力依然迅速增长，电源结构深刻优化调整

(一)全国电力装机增长1.3亿千瓦，连续五年新增容量破亿千瓦

2017年，全国发电能力突飞猛进之势持续，新增生产能力1.34亿千瓦。根据中电联统计的历史数据，这是增速突破了2015年保持的年增1.32亿千瓦的纪录，创下年度增量历史新高。在电力供需失衡较为严重的情况下，超用电需求的装机增长值得警惕。

自2002年电力体制改革形成多家发电集团的格局以来，我国发电装机即进入了高速增长通道。2006年，我国年增基建新增容量首次超过1亿千瓦，在持续一年新增容量过亿后，受到“上大压小”、煤电困局等因素影响，年度新增容量回落到1亿千瓦以内。直到2013年，受煤价结束十年黄金期进入相对疲软阶段、新能源发电超常规扩张等因素影响，我国电力装机再次进入年增过亿时代，并持续保持。全国发电装机由2007年的7.18亿千瓦，大步提升到17.78亿千瓦，年均增长1.06亿千瓦，为增长最快的历史时期。

从增幅上看，2017年增长7.6%，为近年来最低。“十一五”期间，我国电力装机持续在两位数以上高位，“十二五”后基本进入了个位数增长阶段，只有2015年增长10.62%是例外。此前2012年增长7.9%是较低增幅，直到2017年增长率更低，但这一增速仍高于GDP增速0.7个百分点，高于全社会用电增速3.2个百分点。截至2017年底，全国电力装机容量达到17.78亿千瓦，是全球无敌的第一装机大国。

 

(二)电力结构得到改善，火电装机比重再降两个百分点

在全球能源转型大潮中，我国是积极倡导者、实践者、引领者。以低碳化为主要特征的本轮能源变革，风力发电、太阳能发电等低碳、无碳能源迅速崛起，电力在能源系统的中心地位更加突出，装机结构随之不断变化调整。2017年，全国电力装机容量当中，水电装机3.41亿千瓦，占比19.20%，同比下降约1个百分点;火电装机11.06亿千瓦，占比62.24%，同比下降2个百分点;核电装机3582万千瓦，占比2.01%，与上年基本持平;风电1.64亿千瓦，占比9.21%，同比提升约0.2个百分点;太阳能发电1.30亿千瓦，占比7.33%，同比提高2.6个百分点。

 

 

从十年历史数据来看，电源结构优化调整的趋势更为明显，呈现传统化石能源发电装机比重明显下降、新能源装机比重明显上升的势头。数据显示，水电和核电装机比重近年来变化不大，略有下降和上升。最大变量是火电和新能源发电，其中火电装机比重较2007年下降了15.38个百分点，新能源发电装机比重则上升了15.3个百分点。目前，我国新能源发电装机容量稳居世界第一位，水电、风电、太阳能发电等单项装机容量也高居世界之首。把我国认定为本轮能源革命的决定因素，一方面在于我国庞大体量自带的重要性，另一方面则源自我国主动出击的自觉担当。

(三)太阳能发电仍旧高歌猛进，其他装机增长多有收缩

虽然全国发电装机新增1.34亿千瓦、创下历史新高，但因新增装机结构不同，新能源年可利用小时低，电量供应增长并非线性增长。其中，太阳能发电装机增长最为迅猛，增长5394万千瓦，不但高出其上年实际增量2000万千瓦之多，且首次超过火电增长规模，成为增长最大的单一发电品种。

曾经与太阳能发电同样“风光无限”的风电，近几年来所走的扩张道路显然与太阳能发电不同。在可见太阳能发电数据的2009年，风华正茂的风电新增规模曾是起步线上的太阳能发电新增量的数百倍，短短数年之后即换了局面。风电年新增装机在2015年达到3139万千瓦的历史高峰后，陡然下挫1000多万千瓦、低于当年太阳能发电增量，2017年再减400万千瓦、不足同年太阳能发电增量的三分之一。

核电再回低速增长通道。我国核电发展起步并不算太晚，但一直处于不温不火的状态，从未出现过“风光无限”的高歌猛进。全国核电装机十年合计新增2600多万千瓦，在所有发电种类中增量最小，不及太阳能发电去年一年的增量。党的十八大之后，核电似呈现加速之势，盛传的每年新增6~8台机组也曾令人振奋不已、充满期待，但实际情况却不尽然。首先，在日本福岛核事故后，核电新核准项目慎之又慎，2016年、2017年均为核电零核准。今年再次提出计划开工6~8台，尚不知能否如愿。其次，从新增投产规模看，2013~2016年新增核电容量分别为221万千瓦、547万千瓦、612万千瓦、720万千瓦，短暂呈现加速状态，到2017年陡然缩减，投产容量仅218万千瓦，为党的十八大后新增发电能力最小的年份。

火电新增装机继续呈缩减之势。全年新增4578万千瓦，较上年减少602万千瓦，缩减势头弱于上年，但增量已低于太阳能发电，让出长年盘踞的首位退居第二位。其中，煤电新增3900万千瓦左右、同比减少约400万千瓦。自2016年以来，因煤电过剩问题日益加剧，国家开始对煤电采取强有力刹车措施。根据国务院发布的信息，2017年我国淘汰、停建、缓建煤电产能6500万千瓦，超额完成了5000万千瓦的目标任务。受到刹车政策、煤价持续高位运行等影响，煤电新增容量再次冲高的可能性很小，此前的高速发展将成为历史。预测认为，年底煤电装机将达到10.2亿千瓦，距2020年11亿千瓦的控制目标仅剩8000万千瓦的空间。

水电依然保持1000万千瓦以上的年投产量。“十一五”以来，我国水电持续保持较快投产速度，2007年后每年投产量均在1000万千瓦以上，其中四年投产量超过了2000万千瓦，以2013年新增3096万千瓦为历史高峰。在2016年以1174万千瓦成为近年投产低位后，2017年投产量略有增长。但由于“十二五”期间水电开工量远低于规划目标，后续年份的水电投产力度将受到深刻影响。目前，与2020年水电装机3.8亿千瓦的目标还有约4000万千瓦差距，必须年投产1300万千瓦以上才能实现目标。从近两年情况看，显然存在很大困难和挑战。

随着能源低碳转型的持续推进，能源结构调整的结果更加明显地体现在电力领域，因为风能、太阳能等方向性替代能源主要利用途径是转化为电力，也因此有观点认为本轮能源革命的根本途径是再电气化。按照2016年底出台的《能源发展“十三五”规划》、《电力发展“十三五”规划》，到2020年全国火电装机比重控制在55%以内。从目前看，太阳能发电已经提前三年实现了“十三五”发展目标，在年内计划开展的规划滚动调整中，预计电源结构设想还将更进一步优化。

三、电力供需形势总体宽松，发电设备利用小时继续下探

2017年，全国电力装机增速高于全社会用电量增速约1个百分点，彻底抵消全社会用电量超预期增长对设备利用率的提升作用，导致发电设备利用小时数进一步下探。全年平均利用小时数3786小时，较上年微降11小时。2008年，我国发电设备平均利用小时数跌破5000小时，除2010年和2011年在经济刺激下发电设备平均利用小时数略有回升外，其他年份均呈下滑之势。从2015年开始，全国发电设备平均利用小时数跌进4000小时以内，电力过剩局面形成并清晰显现。与2007年相比，全国发电设备利用小时数下降了1234小时，所降空间与目前太阳能发电年利用小时相当。

火电设备平均利用小时数同比略升，但多年看则下降严重。全年利用4209小时，同比提升23小时，主要原因在于全社会用电量较快增长、作为主力电源之一的水电发电量低速增长，给火电提供了发挥作用的空间。但从多年情况来看，火电利用小时数下降严重，与2007年相比，全国火电设备平均利用小时下降了1135小时。从未来数年看，按照“十三五”规划数据和目前电力装机增长情况，火电设备利用小时数预计将持续保持低位运行。

水电设备平均利用小时数微降，多年来变化不大。全年利用小时3579小时，尽管同比下降40小时，但在近十年数据中居于中间位置。广受社会关注的“弃水”问题仍然存在，但在各方面的共同努力下正逐步改善。国家能源局发布的信息显示，2017年全国弃水电量515亿千瓦时，在来水好于上年的情况下，水能利用率达到96%左右。

核电设备平均利用小时数略升，但多年来呈现降势。全年利用小时7108小时，同比上升48小时，依然运行在7000小时以上。但从十年数据看，核电利用小时下降还是较为明显的，2015年前一直保持7700小时以上的利用小时数，2015年出现较为明显下降，2016年再大幅降至7060小时，目前年利用小时与十年内高峰比相差700多小时，弃核问题已引起业内较大关注。随着市场化改革的深入推进，核电参与程度日益加深，核电利用小时数随行就市的情况或将日益明显。

新能源利用情况好转，弃风、充光问题有所缓解。2017年，全国风电弃风电量419亿千瓦时、同比减少78亿千瓦时，弃风率12%、同比下降5.2个百分点，实现了弃风电量和弃风率的“双降”。此前两年，全国风电利用小时均不足1800小时，2017年利用小时虽然与超过2000小时的年份相比还存在差距，但已恢复到了一个比较高的水平。2017年，全国弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%、同比下降4.3个百分点，主要集中在新疆和甘肃，弃光电量分别为28.2亿千瓦时、18.5亿千瓦时，弃光率均超20%，但同比下降9个百分点以上，趋向良性发展。

四、全国电网规模持续扩张，增速与全社会用电量增速相当

国家能源局发布的数据显示，2017年全国新增220千伏及以上变电设备容量2.43亿千伏安，新增长量较上年略有降低。截至2017年底，全国220千伏及以上变电设备容量达到38.52亿千伏安，增速为6.72%。(注：总量和增速计算得出)

2017年，全国新增220千伏及以上输电线路回路长度4.15万千米，新增量同比提高18.5%。截至2017年底，全国220千伏及以上输电线路回路长度达到68.55万千米，同比增长6.44%。(注：总量和增速计算得出)可见，无论是变电容量还是线路长度，2017年电网规模扩张速度都与全社会用电量增长相当。

从更长时期来看，电网规模快速扩张之势明显。新增220千伏及以上变电设备容量连续十年超过2亿千伏安，其中2009年新增高达2.68亿千伏安;新增220千伏及以上输电线路回路长度则保持在3.3万千米以上，其中2010年新增高达4.47万千米，2011~2016年每年新增量持续不足4万千米，直到2017年再次上扬至4万千米以上。

2009年超过美国成为全球第一大电网时，全国220千伏及以上变电设备容量达到17.62亿千伏安，220千伏及以上输电线路回路长度39.94万千米。8年后，变电容量增加了1.19倍，线路长度增长了0.72倍，稳居第一大电网之位。

五、全国电力投资总体收缩，电网投资和电源投资分化之势未减

(一)电力总投资再超8000亿元，但同比明显降低

国家能源局发布的数据显示，2017年全国电源基本建设投资完成2700亿元、电网基本建设投资完成5315亿元。两项合计投资达到8015亿元，尽管仍在8000亿元以上的高位，为连续第三年超过8000亿元，但较上年缩减了800多亿元，比2015年相比也降低了500多亿元。

注：2017年数据来源于国家能源局发布资料，其他来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》

从较长时期来看，全国电力投资存在波动，但总体的增长态势未变。2008年，全国电力投资首次突破6000亿元，第二年大增1400亿元达到7702亿元，并连续六年维持在7000亿元以上水平。2015年，全国电力投资首次突破8000亿元，2016年以超过8800亿元居历史最高位。

从全国电力投资增速看，近十年来波动非常剧烈，其中有三年负增长、两年增速达到两位数。增速高峰在2009年达到22.22%，低谷则在2017年，为负增长9.32%，二者差距达到30个百分点。2009年大增主要在于电网受上年冰灾影响而大幅增长了投入。

(二)电力投资结构深刻调整，电源投资大幅缩减

2017年，电网投资也出现了负增长，但缩减速度远不及电源投资。全年电网投资达到5315亿元，同比负增长2.2%，与上年大幅增长形成鲜明对比。电源投资2700亿元，为近年来首次下降到3000亿元以下，同比大幅减少20.8%，延续上年大幅下降的势头且下探速度更快。电网投资占比达到66.61%，电源投资占比33.69%，这一比例再次突破去年，成为最为悬殊的网源投资比例。

从更长时间观察，电网、电源投资均有波动，但呈现不同变化形态。电源投资似有“过山车”意味，自2007年以来，先是呈渐涨势到2010年成为前高峰，转而出现高低顿挫，再到2015年成为后高峰，此后两年则连续大降，合计减少超1200亿元。

 再看电网投资。自2002年实行“厂网分开”改革以来，我国长期存在的“重发轻供不管用”现象迅速消失，电网投资总体呈现扩大趋势。2009年，首次突破3000亿元关口，并持续五年保持在3400亿元以上。2014年增至4000亿元以上，2016年再上一个台阶到5000亿元以上。预计“十三五”期间，全国电网投资额将保持在5000亿元左右。

尤其值得关注的是，电网投资继续向配网和农网倾斜。2017年，110千伏及以下电网投资占电网总投资比重达到53.2%。随着特高压输电线路陆续投产、配网改造和农网升级深入，电网内部投资结构有望更进一步变化。

(三)水电投资同比微涨，火电投资大幅下降

对于2017年的水电投资和火电投资，可以用“水火两重天”形容，也可以用“水深火热”来定调。前者是说二者同比变化不一，水电投资微涨0.1%，火电则是大幅下挫33.9%，是近年来最为剧烈的降幅。后者则是二者均处于近年来低点，水电投资不足2013年历史高峰的一半，比2007年也低了200多亿元;火电投资首次低于1000亿元，不足2007年的四成。目前估计，未来几年内，水电投资可能已经触底了，但受“踩刹车”、去产能影响火电可能还将进一步下探。

水电投资变化主要受“十二五”期间开工不足影响。火电则主要受到电力产能过剩、煤电去产能的影响。此前，部分人士对煤电过剩讳莫如深、不敢承认，直到最近才明确“大力化解煤电过剩”，但实际上去产能工作自2016年就开始了，国家能源局宣布取消了15项1240万千瓦煤电项目。2017年，全国煤电投资同比下降25%，建设速度和规模得到有效控制。根据规划，“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上。

核电投资亦明显缩减。2017年，全国核电投资395亿元，同比降低21.6%。2007年以来，核电投资基本呈现先增后减势头。从164亿元开始提升，到2012年达到784亿元成为高峰，随后除个别年份微涨，主要呈下降势头。在连续两年核电零核准之后，料想2018年核电投资依然不会有大的起色。另外，从目前较为宽松的电力供需情况来看，暂时也无需太多核电新项目。

六、供电标准煤耗再降3克/千瓦时，电力行业节能减排又添新功

按照国家能源局发布的数据，2017年全国供电标准煤耗309克/千瓦时，同比再降3克/千瓦时，持续近年来不断降耗的趋势。与2007年的356克/千瓦时相比，全国供电标准煤耗累计下降了47克/千瓦时。随着标准煤耗的深度下降，年均减少的幅度并不很大，从降幅来看，总体呈现波动中下降之势，但每下降1克都是可喜的难得成绩。目前，我国已提前实现了“现役燃煤发电机组经改造平均供电煤耗低于310克标准煤/千瓦时”的规划目标。

全国线损率微降，再创近年新低。2017年，全国线损率6.4%，同比下降0.07个百分点。近十年来，线损率在波动下降，但降幅并不明显，十年累计降低0.5个百分点左右。但在全社会用电量超过6万亿千瓦时的情况下，这一成绩单相当于每年节约300亿千瓦时，也与海南全省用电量相当。

2017年厂用电率尚未见公开数据，但总体呈现下降趋势应不变。2016年，全国厂用电率下降到了4.77%，再次进入5%以内。随着非化石能源发展的增加和煤电机组技术提升，厂用电率必然呈现下降趋势，不过目前已处于较好水平，下降的难度将越来越大。单从火电来看，厂用电率保持在6%左右，技术和管理已经达到了可以实现的高水准。

从污染物排放情况来看，下降趋势是比较明显的。烟尘排放总量由2007年的350万吨下降到2016年的35万吨，排放绩效由每千瓦时1.3克下降到0.08克;二氧化硫排放总量由2007年的1200万吨下降到2016年的约177万吨，排放绩效由每千瓦时4.4克下降到0.39克;氮氧化物“十二五”期间始有数据公布，2012年排放总量948万吨、排放绩效2.4克/千瓦时，快速降至2016年155万吨、0.36克/千瓦时。

电力行业污染物排放不仅多年下降明显，同比下降情况也可圈可点。2016年，烟尘排放总量同比下降了12.5%，二氧化硫排放总量下降了15.0%，氮氧化物排放总量下降了13.9%，降幅均在两位数以上。截至2017年底，几乎全部机组实现脱硫、脱硝，71%的煤电机组实现超低排放，已经形成了世界最高效清洁的煤电系统。

七、全国电力行业效益下滑，发电企业受影响较大

(一)电网企业经营情况较好，但也面临新形势新挑战

总体上看，电网企业经营情况较好。国家电网2017年资产总额达到38088亿元，售电量达到38745亿千瓦时;营业收入达到23237亿元，同比增长10.9%;利润总额达到910亿元，同比增长40亿元。南方电网公司目前未见公开数据，但其公开资料透露，党的十八以来，企业生产经营、改革发展开创了新的局面。

(数据来源：国家电网公司官方网站)

与此同时，电网企业经营也面临较大挑战。目前，在本轮电力体制改革大潮中，国家已经完成32个省级公司输配电价核定，平均较此前购销差价降低约1分/千瓦时，共核减准许收入480亿元。同时，中电联分析认为，电网企业履行电力普遍服务，不断加大农网建设投资，部分省级电网企业亏损。

(二)发电企业整体赢利，但火电亏损严重

国电与神华合并重组后，原五大发电集团缩减为四大或更新为新五大。因时间不长，国家能源集团的链条效应尚未完全显现，但其不同于四大已是不争的事实。2017年，国家能源集团完成营业收入5128亿元，利润总额652亿元，跟其高达1.8万亿元的庞大资产一样，是远在其他集团之上的。

解构数据相对完整的国家电投，可以管中窥豹略见一斑。2017年，国家电投资产总额进入“万亿俱乐部”，实现营业收入2029亿元，利润93.69亿元，净利润56.96亿元。与上年相比，营业收入增加约70亿元，利润却下降了近40亿元，同比减少近三成。其中，火电严重亏损。

火电严重亏损不是个案。中电联表示，初步测算，2017年全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本比2016年提高2000亿元左右，出现大面积亏损。今年1月，华能、大唐、华电、国家电投等四大集团联合上书，反映当前电煤保供形势严峻问题，其中提到“高煤价导致五大发电集团煤电板块亏损402亿元，亏损面达到60%左右”。

特别值得关注的是，各大发电集团曾经居高不下的负债率终于降下来了。华能资产负债率78.74%，比年初下降3.75个百分点。大唐集团负债率也降至了80%以下。华电资产负债率80.8%，同比下降0.73个百分点，连续9年下降。国家电投资产负债率91.39%，较年初下降0.89个百分点。

八、市场化交易电量大幅提高，电力供给制改革取得新进展

2015年启动的新一轮电力体制改革，经过2016年的提速扩围后，在2017年再次深入发力，各项改革有序推进，形成了综合试点为主、多模式探索的新格局，进一步释放了改革红利。但同时，电力体制改革所潜藏的矛盾和问题也不容忽视。

首轮输配电价改革试点完成。从深圳开始的输配电价改革试点，经多次扩围于2016年基本实现了省级电网全覆盖，到2017年省级电网输配电价全部核定完成。初步统计，核减不相关或不合理金额比例14.5%、金额1180亿元，输配电价较原购销价差减少每千瓦时1分钱。

增量配电业务放开扩围。2017年，国家发展改革委、国家能源局公布了第二批89个增量配电业务改革试点项目，全国试点项目由此达到195个。据国家发展改革委发布的信息，后续将启动第三批试点组织工作，力争今年上半年实现试点项目地级以上城市全覆盖。

售电侧改革市场竞争机制初步建立。随着江苏售电侧改革试点、宁东增量配电业务试点项目获批，起步于广东、重庆的售电侧改革试点于2017年在全国达到10个。全国在交易机构注册的售电公司约2600家，成为售电侧改革的重要推动力量，基本实现市场主体多元化、呈现竞争格局。

交易机构组建工作基本完成。2017年12月25日，随着海南电力交易中心挂牌成立，全国内地省级电力交易中心除西藏外基本组建完成，其中广州、昆明、贵州、广西、海南、湖北、山西、重庆等以股份制形式组建，其他均为电网企业全资子公司。

现货交易开启试点通道。南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区被选为第一批电力现货市场建设试点。按照要求， 2018年底前启动电力现货市场试运行;同时，积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。

市场化交易电量大幅增长，改革红利进一步释放。2016年，全国市场化交易电量突破1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。2017年，全国市场化交易电量累计1.63万亿千瓦时，同比增长45%，占全社会用电量比重达26%左右。在上年降低实体经济用电成本1000亿元的基础上，再为实体经济减负700亿元。

降低用电成本成为目前的重要任务。国务院总理李克强1月3日主持召开国务院常务会议强调“大力推动降电价”，3月5日在政府工作报告中再次提出“一般工商业电价平均降低10%”。在电力行业效益下滑的情况下，实现降价目标还面临现实挑战。

九、主要电力企业谋求深刻转型，纷纷发力世界一流企业

党的十九大着眼全局、观照长远，谋划了决胜全面建成小康社会、全面建设社会主义现代化国家宏伟蓝图，对政治、经济、社会、文化、生态文明等各方面进行了决策部署。到2035年，基本实现社会主义现代化;到本世纪中叶，建成富强民主文明和谐美丽的社会主义现代化强国，进一步指明了党和国家事业的方向。“培育具有全球竞争力的世界一流企业”的清晰指示则为企业发展定了调，成为我国主要电力企业的重要遵循。

据此，主要电力企业纷纷调整完善自身发展战略，谋求进一步转型发展，发力打造世界一流企业。国网把新时代战略目标确定为“建设具有卓越竞争力的世界一流互联网企业”，并明确了2025年基本建成、2035年全面建成的步骤安排。南网明确“加快建成具有全球竞争力的世界一流企业”，2020年基本建成“两精两优”具有全球竞争力的世界一流企业，2035年全面建成具有全球竞争力的世界一流企业，本世纪中叶，位居具有全球竞争力的世界一流企业前列。华能提出“加快创建具有全球竞争力的世界一流企业”。大唐决定“全面提速建设国际一流能源集团”，2020年前逐步赶超，2035年迈向领先。华电表示，要“加快建设具有全球竞争力的世界一流企业”。国家能源集团、国家电投的总体战略目标均表述为“建设具有全球竞争力的世界一流综合能源集团”。

除了大唐延续此前“国际一流能源集团”外，其他企业均按照党的十九大新提法进行了调整完善。从纯粹的电力企业向综合能源企业转型，成为各集团的共同追求，且发电企业基本已实现转型，不再单纯从事电力业务;电网企业也向综合能源服务商的路子上走，南网走得更早些，国网于去年下发“关于在各省公司开展综合能源服务业务的意见”，宣布开展综合能源服务。随着能源新业态、新模式的出现，电力企业的深刻转型既是适应新时代新形势的要求，亦是主动担当的自觉追求。

十、多重改革叠加推进，行业发展需提前谋划精准施策

当今世界，正处于大发展大调整大变革时期，全球能源亦处于大发展大调整大变革之中。作为能源系统的中心，电力行业发展受到多重因素的叠加影响，如何顺应形势、掌握主动，需要统筹谋划科学应对。

电力供需失衡问题依然存在。据权威预测，2018年全国新增装机容量1.2亿千瓦左右，年底装机达到19亿千瓦，其中非化石能源发电7.6亿千瓦。全年发电设备利用小时3710小时左右，比2017年减少约70小时。其中火电利用小时数4210小时左右，与2017年基本持平。如果控制2020年发电装机20亿千瓦，则后两年只有1亿千瓦的空间，显然很难满足现实需要。

电力体制改革将更走向深入。按照国家能源局2018年能源工作指导意见，把“深入推进电力体制改革”摆在重要位置，年内将持续完善中长期电力交易机制，进一步推进电力辅助服务市场建设，积极稳妥推进电力现货市场建设试点，规范电力市场交易行为，加快推进配售电改革，完善增量配电业务改革试点配套政策，加强售电侧市场规范与引导，提高电力市场化交易比重。

供给侧改革主线地位突显。中央经济工作会议强调“坚持以供给侧结构性改革为主线”，是2018年能源工作的关键遵循，这也是从高速增长阶段转向高质量增长阶段的必然要求。能源供给侧改革的核心是降低煤炭消费比重，电力供给侧改革的核心则是降低煤电比重。今年，已明确提出“煤电去产能”，按照全国两会要求，将淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组。

企业兼并重组仍然在路上。国企改革是新时代的重要课题，国务院国资委党委书记郝鹏强调：“要继续推进企业重组整合，更好地发挥中央企业在服务国家战略中的重要作用。”去年，国电与神华的强强联合成为重头戏。后续，关于能源领域企业重组的传闻不断，虽然还没有证实的信息，但相信并非空穴来风，不排除年内再添新绩的可能。

电煤价格预计继续高位运行。轰轰烈烈的煤炭去产能，把一度疲软的煤炭市场提振起来。两年来，全国淘汰落后煤炭产能超过5亿吨、五年累计退出8亿吨，年内计划再退出1.5亿吨。2016年，煤炭价格大幅上升，2017年则基本保持高位运行。如无其他有力措施，2018年煤价几无走低可能，煤电企业的日子将更加艰难。

促进新时代电力科学发展，一方面需要决策部门注意政策平衡，避免出现竭泽而渔、杀鸡取卵，为电力企业保留持续发展能力创造条件;另一方面也需要企业主动出击，积极适应新形势新挑战，采取有效的针对性措施，切实把工作主动性掌握在自己手中。当前以控制规模扩张速度、推进供给侧结构性改革为要，真正推动行业高质量发展，为建设世界一流企业扎好基础。

来源：能源研究俱乐部