2018年，我国电力行业历经国家经济增速调整、电力改革加速、中美贸易摩擦等一系列内外部形势变化的考验，全国用电量实现快速增长，能源结构绿色转型实现较快发展，市场化电力交易电量实现新突破。其中，电力体制改革为我国电力行业实现高质量发展提供了持续动能。本文在对我国电力行业2018年发展情况进行梳理的基础上，重点分析我国电力行业发展中存在的主要问题，着重对我国电力改革未来发展趋势和2019年的落地预期进行探讨分析。

2018年我国电力行业发展整体情况

2018年我国电力行业呈现整体较快发展态势，电力供需总体平衡，电源结构绿色转型加快，电力改革深入推进，国际能源合作顺利开展。

一是全国电力供需总体平衡，高技术制造业和电能替代电量增长贡献突出。根据中电联发布的《2018年全国电力工业统计快报》，去年我国全社会用电量为68449亿千瓦时，同比增长8.5%，达到2012年以来最高增速。其中，第二产业用电量4.72万亿千瓦时，同比增长7.2%，增速同为2012年以来最高水平。其中，高技术及装备制造业、战略性新兴产业用电量同比增长9.5%，正在引领形成电力消费新动能。电能替代（以电代煤、以电代油等）对电力消费增长的贡献率突出，去年全国开展电能替代新增电量约为1550亿千瓦时，拉动全社会用电量增长近2.4个百分点。

二是电源装机清洁化步伐加快，弃风弃光问题得到持续改善。去年，我国发电装机及水电、火电、风电、太阳能发电装机规模均居世界首位。全口径装机容量19.0亿千瓦,同比增长6.5%。其中，非化石能源发电装机容量7.7亿千瓦，占总装机容量的比重达到40.8%,全国新增发电装机容量1.2亿千瓦，新增非化石能源发电装机占新增总装机的73.0%。在各级政府和电力企业等共同努力下，弃风弃光问题持续得到改善。去年全国并网太阳能发电、风电发电量分别为1775亿、3660亿千瓦时，同比分别增长50.8%、20.2%。全国平均弃风率为7%，同比下降5个百分点；全国平均弃光率为3%，同比下降2.8个百分点。

三是电力体制改革持续深入推进，增量配电、现货市场、电力市场化交易领域等取得显著进展。去年，国家发改委、国家能源局确定了第三批增量配电业务改革试点125个项目，第四批增量配电业务改革试点正在申报之中。南方能监局会同广东省经信委、广东省发改委联合公布我国首个电力现货市场交易规则，南方(以广东起步)及甘肃、山西电力现货市场开始试运行。电力市场化交易进一步完善交易机制，放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易，全国电力市场交易电量（含发电权交易电量、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量）合计为20654亿千瓦时，同比增长26.5%。推进电力交易机构规范化建设，将对北京电力交易中心、广州电力交易中心和各省区市电力交易中心进行股份制改造，非电网企业资本股比应不低于20%，鼓励非电网企业资本占股50%左右。输配电价改革持续深入推进，陆续核定了华北、东北、华东、华中、西北5大区域电网首个监管周期的两部制输配电价水平，以及24条跨省跨区专项输电工程输电价格。本轮改革在“三放开、一独立、三加强”的框架，持续推进、不断深化，逐步进入深水区、攻坚期。

四是国际电力合作持续蓬勃发展，“一带一路”仍是中国电力企业国际化战略重点区域。能源电力领域是中国企业“走出去”的重要阵地，去年，中国电力企业始终把服务“一带一路”建设作为国际化发展的核心，聚焦主业发挥优势，取得一系列突破。2018年，中广核集团带动核电产业链“走出去”，海外资产规模达到1200亿元，海外收入占比超过20%，海外新能源控股装机1338万千瓦。华电集团不断加快海外发展步伐，实现国际业务收入73.97亿元、利润总额9亿元，同比分别增长159%、331%，国际业务收入和利润占比分别达3.4%、10.9%。国家电网公司完成巴西CPFL新能源公司要约收购，埃塞俄比亚～肯尼亚直流输电工程、波兰科杰尼采输变电EPC项目竣工投产，巴基斯坦默拉直流输电项目进入全面建设阶段，与葡萄牙国家能源网公司签署合作框架协议。南方电网公司与老挝签署《关于开发建设老挝国家输电网可行性研究谅解备忘录》，成功收购马来西亚独立发电商埃德拉公司37%股权，成功收购加拿大资产管理公司BIP持有的ETC公司约27.8%股权。

我国电力行业发展中存在的主要问题

在取得较好成绩的同时，我国电力行业还存在以下问题亟待解决：

一是受电煤采购成本居高不下、低碳环保成本加大等多重因素影响，火电企业经营面临较大压力。2018年，反映电煤采购成本的CECI5500大卡综合价波动区间为571-635元/吨，各期价格均超过国家发展改革委等《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》（发改运行〔2016〕2808号）规定的绿色区间（价格正常）上限，国内煤电企业采购成本居高不下。虽然2017年年中全国火电标杆电价平均上调近1分/千瓦时，在一定程度上缓解了煤价高企对煤电企业的不利影响，但并未从根本上扭转火电企业的经营困难局面，2018年全年全国火电企业亏损面仍近50%。《中华人民共和国环境保护税法》于2018年1月1日实施，地方环保税应征税额可提高到国家标准的1-10倍。多个省份推出了严于国家要求的大气污染物排放标准，部分地区增加烟羽治理、煤场全封闭等新要求。火力发电行业是国家实施排污许可证管理的首批行业，全国碳排放权交易体系已正式启动，火电企业面临严峻的环保改造、低碳排放和环保管理等多重压力。

二是我国生态和环保约束持续趋紧，电力结构清洁化调整步伐需要进一步加快。党的十九大报告提出要推进绿色发展，着重解决环境突出问题，加快调整能源结构，增加清洁电力供应。2019年全国两会再次提出要持续推进污染防治，打赢蓝天保卫战。根据我国在巴黎协定的承诺，到2020年，中国的非化石能源占一次能源消费比重达到15%，2030年达到20%。低碳环保和清洁发展成为我国电力行业发展的硬约束条件，一方面在电源结构优化的过程中需要继续优先布局清洁能源，优化调整开发布局，按照集中开发与分散开发并举、就近消纳为主的原则，统筹开发与市场消纳，有序开发风电光电。另一方面加快煤电高效清洁化利用，按照国家化解防范煤电产能风险的要求，严控煤电发展规模，大力推动煤电清洁低碳转型升级。第三，加快电能替代也是优化能源结构的重要举措。研究表明，我国大量的散烧煤和原油消费是造成雾霾的主要因素之一。我国每年散烧煤消费主要应用于采暖小锅炉、工业小锅炉、农村的一些生产生活领域，大概在7亿~8亿吨的水平，占煤炭消费总量的20%，与美国、欧盟散烧煤的水平相比还存在较大差距。

三是电网发展面临的外部环境日益复杂，在清洁能源消纳和保障大电网安全方面还存在发展不充分、不平衡问题。一方面电网配置资源能力与清洁能源大规模快速发展还不适应。当前我国“三弃”问题仍然比较突出，弃风弃光主要集中在西北和东北，弃水集中在西南。而电网跨区输送能力不足是制约清洁能源消纳的重要原因之一，如在“三北”地区，新能源装机达到1.7亿千瓦，但跨区外送能力只有4200万千瓦，而且主要承担煤电基地外送任务，跨省跨区输电通道的不足严重限制了清洁能源在更大范围的消纳。同时，我国电网仍存在较大的安全风险，需要建设坚强智能电网，提升电网整体安全水平。

四是电力改革和市场化建设逐步进入攻坚克难的深水区，电力体制改革推进面临更加复杂的形势。具体表现在：一是各地具体落地政策各异导致多方协调难度加大。各类试点在具体落实过程中，中央各部门之间、中央与地方之间、政府与市场主体之间、电力企业与社会之间协调难度大，造成市场认识不一致、市场规则不规范，市场准入标准各异等难题。二是跨省区交易仍存在壁垒。市场交易体系不健全、品种不完善、信息不对称，制约清洁能源跨区交易与消纳规模，难以体现市场对资源配置的优势。三是市场化的电价传导机制有待建立。当前电力上游至电力各产业链乃至用户侧价格仍以计划调控为主导，需要进一步发挥市场引导电价的作用。四是支撑增量配电试点的相关政策规范和规划需要进一步完善，适应增量配电业务发展的标准管理体系尚未建立。配电存量与增量的区域划分、投资效益、并网标准、运营模式等问题，需要尽快出台操作细则，制定增量配电试点项目建设、安全、接入等方面的行业标准保障试点项目全面推进。

我国电力体制改革未来发展趋势分析

电力体制改革在我国电力行业发展中具有举足轻重的作用，面向未来，电力改革面临着更加错综复杂的形势，总体来看，体现在以下四个方面：

一是改革继续向纵深推进。习近平总书记在庆祝改革开放40周年大会上发出“在新时代继续把改革开放推向前进”的号召，中央经济工作会议强调坚持以供给侧结构性改革为主线，推动高质量发展，中央层面高度重视深化改革，电力体制改革步入全面加速、纵深推进、落地见效阶段。

二是全行业市场化水平将进一步提升。本轮电力改革的目标是要管住垄断环节、放开竞争性环节，改革的总体方向是更加市场化。电力市场建设进程加快，国家要求2019年上半年现货市场试点省具备试运行条件，交易机构进行股份制改造，市场主体对交易机构独立程度期待更高。为进一步降低企业用电成本，各级政府部门将持续扩大直接交易规模，市场化电量占比将进一步加大。

三是改革呈现“强监管”特点。输配电价监管模式已初步建立，随着电力市场逐步建立完善，将逐步建立起适应电力市场运行要求的监管体系。未来，随着市场化的进一步深入，行业不仅接受来自政府的严格监管，而且也将接受社会监督。

四是信息进一步公开透明化。随着市场化改革向纵深推进，信息对市场主体利益影响将更为显著，对信息公开提出了更高的要求。电力现货试点建设、输配电价监管等改革任务对信息披露的要求进一步提高，要求电力企业做好信息发布，信息进一步透明化。

2019年我国电力体制改革落地预期

在愈加迫切的改革形势下，2019年各项电改任务预期将进一步加速推进，逐步进入落地见效阶段。

在电力市场建设方面，2019年电力市场建设进程加快，第一批试点单位将于2019年上半年启动试运行，剩下所有省区市2019年上半年上报电力现货市场建设方案及时间表，现货市场建设试点全面推开，预计市场化交易规模进一步扩大，将逐步形成覆盖中长期交易、现货交易、辅助服务交易等的全市场体系。市场化环境下，现货市场运营直接关系到市场主体利益，监管机构对现货市场运营的公开透明程度将进行更为严格的监管。

在增量配电放开方面，国家层面将增量配电改革作为当前稳增长稳投资的重要措施，不断加大改革推进力度。截至目前，全国共批复三批次试点项目320个，第四批试点项目申报工作已启动。国家正在大力推进增量配电试点，今年以来也发布了不少促进其发展的政策文件，期待今年能够科学地推进。

在电价改革方面，2019年，考虑政府与社会降价预期仍然强烈，更大力度促进民营企业发展，加上输配电价核价办法与成本监审更加严格，预计电价可能持续下行。政府工作报告提出，以改革推动降低涉企收费，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%。加上经济下行预期、更大力度促进民营企业发展等因素，可能再次出台降低企业用能成本等政策，电价水平政策性下调可能性较大。

在发用电计划放开方面，2019年，政府有关部门对加快发用电计划放开的诉求也在持续提升，预计发用电计划放开将成为稳增长的重要手段，持续扩大放开比例一直是发用电计划放开政策制定主要方向，2019年4个行业发用电计划放开将深入推进，经营性行业的发用电计划也将逐步放开，现货市场建设成为电力市场化改革重点，为发用电计划进一步放开提供了新的空间。

在售电侧放开方面，售电侧改革是电力行业向民营资本放开准入、拓展民营资本发展空间、激发民间资本活力的“切入点”，各方较为关注。当前国内外经济形势复杂，国内“三去一降一补”压力持续增加，国际贸易摩擦频发，国家和地方政府降低企业用电成本需求迫切、导向明显。在此背景下，深入推进售电侧改革，放宽直接交易准入条件、扩大直接交易规模、提高售电主体及电力用户的准入批次，可能成为2019年重点方向。从售电竞争来看，市场份额可能进一步向拥有发电背景的售电公司聚集，民营售电公司压力进一步增大。

2019年是中华人民共和国成立70周年，电力行业需要全面贯彻落实党的十九大、中央经济工作会议及全国两会精神，以电力体制改革为抓手，着力推动电力发展质量变革、效率变革和动力变革，促进电力工业继续向清洁低碳、安全高效转型，更好地满足人民群众多层次多样化高质量用电需求。