今年2月底国家统计局发布《2018年国民经济和社会发展统计公报》显示，2018年我国经济运行总体平稳、稳中有进，质量效益稳步提升，人民生活持续改善，保持了经济持续健康发展和社会大局稳定。经初步核算，2018年全年国内生产总值900309亿元，比上年增长6.6%。按年平均汇率折算，约占全球经济总量的16%，稳居全球第二大经济体。据国际货币基金组织测算，2018年中国经济为世界经济增长贡献了30%的增量。

　　能源电力行业属国民经济的基础产业，其发展水平直接关系国计民生。2018年，我国电力行业快速发展，各项工作稳步推进。公报显示，2018年能源消费总量46.4亿吨标准煤，比上年增长3.3%，其中电力消费量增长8.5%。2018年，我国电力供需总体平衡，社会用电量增速加快，电力消费结构进一步优化，电力行业向着绿色低碳高质量方向发展。伴随改革深入，市场化底色更浓，行业面临新形势、新机遇。

　　2019年是新中国成立70周年，是全面建成小康社会关键之年，做好各项工作至关重要。在新时代改革浪潮中，电力行业企业如何把握市场动向，优化结构、整合优势，挖掘新模式新的增长点，需要勤学善思勇于探索。

　　一、全社会用电量较快增长，电力消费结构持续优化

　　(一)全社会用电量增长8.5%，增速创近七年新高

　　2018年，我国全社会用电量实现了较快增长。根据中电联快报，2018年，全国全社会用电量6.84万亿千瓦时，同比增长8.5%、同比提高1.9个百分点，为2012年以来最高增速。全国人均用电量4956千瓦时，人均生活用电量701千瓦时。

　　从增速看，增长情况超过年初预期3个百分点。按照中电联年初预测，2018年电力消费将延续2017年的平稳较快增长水平，预计全社会用电量增长5.5%左右，实际增速数据为8.5%，创近七年新高。总体来看，电能替代政策的持续推进、高技术、装备制造业、互联网和相关服务业新增用电需求以及城乡居民生活用电快速增长等因素，共同推动2018年全社会用电量增速创近七年新高。

　　图1 2009～2018年全国全社会用电量(单位：亿千瓦时，%)

　　注：2018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

　　图2 2017～2018年全国全社会用电量季度增速

　　2018年，全社会用电量各季度同比分别增长9.8%、9.0%、8.0%和7.3%，增速逐季回落，但总体处于较高水平。对比可以看出，2018年每个季度增速均高于2017年同期水平。其中，一季度用电增速9.8%，为2013年三季度以来季度用电量最高增长水平。一季度数据公布后，中电联滚动调整预测数据，提出全年用电量将可能突破5.5%。上半年数据出炉后，中电联预测全年全社会用电量增速好于年初预期，超过2017年增长水平。10月份滚动预测提出，2018年全年全社会用电量增速略高于8%，超过2017年增长水平。实际全社会用电量数据在不断突破预期。

　　全社会用电量增速在2015年触底之后，已连续三年超预期增长，而且增速不断提升。从近十年数据看，2018年增速创近七年新高，仅低于2010、2011年增速，在十年增速排名中居第三位。

　　在2018年高增速的基础上，中电联预测2019年电力供需形势，认为当前经济运行稳中有变、变中有忧，外部环境复杂严峻，经济面临下行压力，用电量增长不确定性增大。综合考虑国际国内形势、产业运行和地方发展等，以及2018年高基数影响，预计2019年全社会用电量增速将平稳回落，在平水年、没有大范围极端气温影响的情况下，预计全年全社会用电量增长5.5%左右。

　　(二)第三产业用电增速高居榜首，电力消费结构继续优化

　　2018年，各产业用电量均呈现较为强劲的增长势头。分产业看，第一产业用电量728亿千瓦时，同比增长9.8%;第二产业用电量47235亿千瓦时，同比增长7.2%，其中工业用电量46456亿千瓦时，同比增长7.1%;第三产业用电量10801亿千瓦时，同比增长12.7%，延续两位数增长态势;城乡居民生活用电量9685亿千瓦时，同比增长10.4%。

　　表1 2009～2018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、2018年数据已根据新标准重新分类

　　十年来，第三产业用电量增速持续保持在6%以上的较高增速，其他产业用电增速波动较为明显。第一产业用电在2012、2014年出现了负增长。第二产业既有2010年15.9%的超高速增长，也有2015年负增长，这与全社会用电量总体增速波动同步。

　　由于2017、2018年数据已根据新标准重新分类，第一产业的“农、林、牧、渔服务业”调整到第三产业后，第一、三产业用电增速无法与2016年之前相比。2018年与2017年相比，第三产业与居民生活用电增速均超过两位数，一产用电增速达9.8%。

　　图3 2017、2018年分产业用电量及增长情况(单位：亿千瓦时，%)

　　从用电结构看，2017、2018年第三产业用电总量均超过居民生活用电总量。采用新标准划分三次产业后，能更加直接反映新旧动能转换和用电结构变化的趋势。按照之前的划分标准，2009年以来，第三产业用电增速持续高于居民生活用电增速。

　　近些年来，我国用电结构呈现第一产业和第二产业比重降低、第三产业和城乡居民用电比重增加的趋势。从2017年与2018年对比数据看，第二产业比重降低较为明显，第三产业和城乡居民用电比重均有不同程度增加。

　　二、全国发电能力增速放缓，电源结构绿色转型升级

　　(一)全国电力装机增速放缓，连续六年新增容量破亿千瓦

　　截至2018年底，全国全口径发电装机容量19.0亿千瓦，同比增长6.5%，较上年降低1.1个百分点。新增发电装机容量12439万千瓦，比2017年有所收缩，但发电能力延续了近六年新增容量超过亿千瓦的趋势。

　　图6 2009～2018年全国电力装机及增速情况(单位：万千瓦，%)

　　从装机总量看，2018年底全国电力装机容量19.0亿千瓦，是全球第一装机大国。从增幅上看，2018年增长6.5%，为近十年来最低。“十一五”期间，我国电力装机持续在两位数以上的高位增速，“十二五”后基本增速不超过10%，2015年增长10.62%是例外。2018年电力装机增速创新低，与GDP增速6.6%相当，低于全社会用电增速2个百分点。

　　从新增发电装机规模看，呈现波动趋势。2006年我国新增电力装机容量首次超过1亿千瓦，但此后受“上大压小”、煤电困局等影响有所回落。2013年，受煤价相对疲软、新能源发电超常规扩张等因素推动，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2008年的7.9亿千瓦，大步提升到2018年的19.0亿千瓦，十年间年均增长1.11亿千瓦，增长较快。

　　图7 2009～2018年全国新增电力装机容量情况(单位：万千瓦)

　　(二)发电装机绿色转型持续推进，装机结构进一步优化

　　能源变革中，清洁低碳是重要的发展方向。伴随着我国风电、太阳能发电等低碳、清洁化能源崛起，电源装机结构也在不断变化调整。

　　分类型看，2018年水电装机3.5亿千瓦、火电11.4亿千瓦、核电4466万千瓦、并网风电1.8亿千瓦、并网太阳能发电1.7亿千瓦。与2017年相比，火电占比进一步降低，风电、光电、核电占比明显增加。与2008年相比，十年间，火电装机占比累计下降近16个百分点，风电、光电占比有大幅提升。

　　火电装机中，2018年煤电10.1亿千瓦、占总装机容量的比重为53.0%，比上年降低2.2个百分点;气电8330万千瓦，同比增长10.0%。

　　图10 2018年全国电源结构

　　从十年历史数据来看，电源结构优化调整趋势明显，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。结合数据计算，水电和核电装机比重近年来变化不大，火电、风电、光电变化明显，2018年火电装机比重较2008年下降了15.9个百分点，风电、光电、水电、核电发电装机比重共上升了15.84个百分点，水电、风电、太阳能发电等单项装机容量高居世界之首。

　　表2 2009~2018年全国电力装机结构(单位：万千瓦)

　　(三)太阳能发电与火电新增装机稍有收缩但仍占重头，核电增长迅速

　　全国新增发电装机容量1.2亿千瓦，较上年减少605万千瓦，但新增非化石能源发电装机占新增总装机比重达73.0%。与此同时，2018年非化石能源发电量为2.16万亿千瓦时，同比增长11.1%，占总发电量的比重为30.9%。全国并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为1775亿、3660亿、2944亿千瓦时，同比分别增长50.8%、20.2%、18.6%。非化石能源电力供应能力增强。

　　2018年，我国新增装机类型以太阳能发电装机为首，占全部新增装机的36.0%;火电新增装机占比33.1%，主要分布在广东、河南、陕西、山西、安徽和江苏等省份;风电新增装机占比为16.9%，主要集中在河北、河南、内蒙古、江苏等省份;水电新增装机占比为6.9%，主要集中在云南、四川等省份。

　　中电联预测，2019年全国基建新增发电装机容量有望达到1.1亿千瓦。其中，新增非化石能源发电装机6200万千瓦左右，非化石能源装机比重进一步提高。

　　表3 2009~2018年各类发电新增装机情况(单位：万千瓦)

　　风电与光电相比较，风电起步早，但后期发展趋缓，在2015年新增装机达到3139万千瓦的历史高峰后，发展速度出现回落，但在2018年出现回升。2018年风电新增装机2100万千瓦，较上年同期多投产355万千瓦，同比增长20.3%。光电则完全不同，自2009年有官方统计数据以来，光伏发展迅速，年度新增在2016年超过风电，2017年差距更大，2018年太阳能发电新增装机4473万千瓦，较上年同期少投产868万千瓦，同比下降16.2%，增速虽有所减缓，但仍是风电新增装机的2倍有余。

　　核电在经过2017年的低迷之后，2018年新增装机出现快速回升达884万千瓦，较上年同期多投产666万千瓦，同比增长306.3%。日本福岛核事故后，我国核电新核准项目慎之又慎，连续三年未见公开核准信息。从新增投产规模看，2017年进入近几年谷底，2018年新增容量创近十年最高。新增容量来源于，2018年新增7台商运核电机组，其中包括AP1000和EPR全球首堆。据中国核能行业协会消息，截至2018年底，我国在运核电机组共44台，运行装机容量达到4464.516万千瓦，位居世界第三(不含中国台湾地区核电信息)。在建机组11台，装机容量1218万千瓦。

　　图11 2009~2018年风光发电新增装机情况(单位：万千瓦)

　　图12 2009~2018年核电装机和新增装机情况(单位：万千瓦)

　　火电新增装机继续呈逐渐缩减之势，但绝对值仍占重头。火电装机全年新增4119万千瓦，较上年同期少投产335万千瓦，同比下降7.5%，增量绝对值仍稍低于太阳能发电，延续了2017年首次低于太阳能发电新增装机的态势。

　　图13 2009~2018年火电装机和新增装机情况(单位：万千瓦)

　　2018年，水电新增装机854万千瓦，较上年少投产433万千瓦，同比下降33.7%。“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，以2013年新增3096万千瓦为历史高峰。但受开工量及投产力度的影响，2013年以来，水电新增装机整体呈下降趋势，2018年更是达至最低点。根据规划，2020年水电装机目标为3.8亿千瓦，还有约3000万千瓦差距，必须年投产1500万千瓦以上才能实现目标。

　　图14 2009~2018年水电装机和新增装机情况(单位：万千瓦)

　　三、电力供需形势转为总体平衡，发电设备利用小时回升

　　2018年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3862小时，同比增加73小时。从平均利用小时看，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。2015年开始，全国发电设备平均利用小时数开始跌进4000小时以内，电力过剩局面显现。但下滑形势在2018年出现新变化，电力供需形势由总体宽松转为总体平衡。目前，随着产能调整，利用小时略微回升，供给侧改革、调结构的效果得以体现。

　　表4 2009~2018年发电设备利用小时数(单位：小时)

　　分电源看，2018年全国火电设备利用小时4361小时，同比提高143小时，为2015年以来最高水平，利用小时连续三年提高。分析原因，主要是全社会用电量增速上涨、煤电去产能等多重因素影响，供需关系向好，火电发电设备利用小时数增加。随着我国火电产业结构优化步伐加快，火电装机增速进一步放缓，我国火电设备平均利用小时数增速将处于稳定区间。

　　2018年水电设备平均利用小时数有小幅提升，为3613小时，同比增加16小时，在近十年数据中居于前三位置。据国家能源局数据，2018年，我国弃水电量约691亿千瓦时，弃水率5%，弃水状况出现明显缓解。在来水好于前一年的情况下，全国平均水能利用率达到95%左右。

　　核电设备平均利用小时数延续略升态势，但距离近十年高点还有近700小时差距。2018年核电全年利用小时7184小时，同比上升95小时，依然运行在7000小时以上，据悉往年受消纳影响较严重的红沿河核电站与防城港核电站2018年均达到平均利用小时数。但从近十年数据看，核电利用小时呈缓降趋势，2015年前一直保持7700小时以上的利用小时数，2013年位居高点7874小时。2015年出现明显下降，2016年再大幅降至7060小时，最近两年出现微微回升。随着市场化改革深入推进，核电参与程度日益加深，核电利用小时数或将在消纳向好的趋势中回升。

　　图15 2009~2018年不同电源发电设备利用小时变动情况

　　据国家能源局数据，2018年，我国包括水电、风电、光伏发电、生物质发电等在内的可再生能源利用率显著提升，弃水、弃风、弃光状况明显缓解。2018年我国弃风电量277亿千瓦时，同比减少142亿千瓦时，弃风率同比下降5个百分点，大部分弃风限电严重地区形势好转，弃风主要集中在新疆、甘肃、内蒙古。2018年全国弃光电量同比减少18亿千瓦时，弃光率同比下降2.8个百分点，实现弃光电量和弃光率“双降”，弃光主要集中在新疆和甘肃。

　　四、全国电网规模持续扩张，稳居世界第一大电网之位

　　据中电联数据，2018年全国新增220千伏及以上变电设备容量2.21亿千伏安，新增长量较上年有所下降。截至2018年底，全国220千伏及以上变电设备容量达到40.23亿千伏安，增速为6.15%。

　　2018年，全国新增220千伏及以上输电线路回路长度4.1万千米，新增量与上年相当。截至2018年底，全国220千伏及以上输电线路回路长度达到73.34万千米，同比增长7.0%。

　　从近十年数据看，电网规模扩张之势明显。新增220千伏及以上变电设备容量均超过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，2017、2018年新增量重新回至4万千米以上。

　　图16 2009~2018年220千伏及以上变电设备容量情况(单位：万千伏安、%)

　　图17 2009~2018年220千伏及以上线路回路长度增长情况(单位：千米，%)

　　自2009年电网规模超过美国跃居世界第一位以来，我国全球第一大电网的位置得到进一步巩固。与2009年数值相比，变电容量增加了1.28倍，线路长度增加了0.82倍，稳居第一大电网之位。

　　五、全国电力投资持续收缩，电网和电源投资差距加大

　　(一)电力总投资再超8000亿元，连续两年收缩

　　中电联数据显示，2018年全国电源基本建设投资完成2721亿元，电网基本建设投资完成5373亿元。两项合计投资达到8094亿元，为连续第4年超过8000亿元，但连续两年有所缩减，较2017年减少145亿元，较2016年相比降低了745亿元。

　　表5 2009~2018年全国电力投资情况(单位：亿元)

　　从近十年数据来看，全国电力投资存在波动，2016年达峰后逐年调减。自2009年开始，电力投资连续六年维持在7000亿元以上水平。2015年，全国电力投资首次突破8000亿元，2016年超过8800亿元居历史最高位。2017、2018年回落，但仍高于8000亿元。

　　图18 2009~2018年全国电力投资总量及增速(单位：亿元、%)

　　从全国电力投资增速看，近十年来波动剧烈，有四年呈现负增长。增速高峰在2009年，达到22.22%，低谷则在2017年，为负增长6.8%，二者差距将近30个百分点。2018年电力投资为负增长1.8%，较上年增速有所回升。

　　(二)电力投资结构继续调整，网源投资差距拉大

　　2018年，电网投资达到5373亿元，同比增速转负为正，为0.6%。电源投资2721亿元，在2017年下降的基础上再次下降，为连续两年下降至3000亿元以下，同比大幅下降6.2%，减速有所放缓。电网投资占比达66.4%，电源投资占比33.6%，这一比例再次突破去年占比结构，网源投资比例进一步拉开差距。

　　图19 2017年与2018年网源投资对比

　　从近十年投资趋势看，电网、电源投资均有波动，两者差距在近五年逐步加大。电源投资呈现波动性，2015年之后连续三年大降，与2015年相比，2018年电源投资减少超1200亿元。

　　电网投资方面，近几年来，电网投资总体呈现扩大趋势。2009年，首次突破3000亿元关口，连续五年保持在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，2017、2018连续两年电网投资依然在5000亿元之上，保持了较高的投资水平。

　　图20 2009~2018年电网电源投资情况(单位：亿元)

　　(三)水电投资同比上扬，火电投资持续下降

　　从不同电源的投资来看，增速差别巨大。其中水电投资674亿元，增速为8.4%;火电投资777亿元，同比降低9.4%;核电投资437亿元，同比降低3.8%;风电投资642亿元，同比降低5.7%。

　　与2017年增速相比，火电投资降幅收窄，仍位居近十年来投资低点。同样情况的还有核电，一样是投资低点。水电则有所不同，投资额有所上扬，但仍仅是2012年高峰值1239亿元的一半左右，减少565亿元。与投资高峰值相比，火电距离2009年投资峰值1544亿元减少767亿元，核电距离2012年的投资峰值784亿元减少347亿元，风电距离2015年的投资峰值1200亿元减少558亿元。

　　图21 2009~2018年水电、火电、核电、风电投资情况(单位：亿元)

　　从“大力化解煤电过剩产能”到“严控新增产能规模”，煤电去产能的影响也在火电投资中明显体现。2018年全国火电投资同比下降9.4%，全国新增煤电2903万千瓦、同比少投产601万千瓦，为2004年以来的最低水平，建设速度和规模得到有效控制。

　　2018年，水电投资出现上扬，增速8.4%。长江中上游乌东德、白鹤滩等大型水电站建设顺利推进，带动了水电电源建设的投资规模。

　　核电方面，2018年投资依然延续投资滑落趋势。2019年如果核电项目核准加速，项目建设开工顺利，核电行业投资动力将加强。

　　六、主要能耗指标下降，已建成世界最大清洁煤电供应体系

　　供电标准煤耗持续下降。按照国家能源局发布的数据，2018年全国供电标准煤耗308克/千瓦时，同比再降1克/千瓦时，与2008年的345克/千瓦时相比，全国供电标准煤耗累计下降了37克/千瓦时，呈现明显下降趋势。随着标准煤耗的深度下降，年均减少的幅度开始缩小，但从降幅来看，总体呈现波动中下降之势。我国燃煤机组煤耗已低于《电力发展“十三五”规划》中“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。

　　图22 2009~2018年供电煤耗和降幅

　　全国线损率微降，再创近年新低。2018年，全国线损率6.21%，同比下降0.27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0.58个百分点。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397亿千瓦时，比海南全省2018年用电量高出70亿千瓦时。

　　图23 2009~2018年全国线损率情况

　　2018年厂用电率尚未见公开数据，但总体呈现下降趋势不变。2017年，全国厂用电率下降到了4.8%，比上年提高0.03个百分点。其中，水电0.27%，比上年降低0.02个百分点，火电6.04%，比上年提高0.03个百分点。随着非化石能源发展的增加和煤电机组技术提升，厂用电率下降的难度将越来越大，而且升降不一，据中电联数据显示，25家发电集团中，16家实现了下降，8家略有上升，1家持平。

　　表6 2009~2018年电力行业能耗情况(单位：克/千瓦时，%)

　　我国燃煤电厂超低排放改造成绩不俗。据中国电力企业联合会统计数据测算，2012年至2017年，在全国煤电装机增幅达30%的情况下，电力二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放量下降幅度达86%、89%、85%。煤电机组供电标准煤耗从325克/千瓦时下降至312克/千瓦时。据此测算，2017年节约原煤约8300万吨。截至2018年三季度末，我国煤电机组累计完成超低排放改造7亿千瓦以上，提前超额完成5.8亿千瓦的总量改造目标，加上新建的超低排放煤电机组，我国达到超低排放限值煤电机组已达7.5亿千瓦以上，占全部煤电机组75%以上;节能改造累计完成6.5亿千瓦，占全部煤电机组65%以上，其中“十三五”期间完成改造3.5亿千瓦，提前超额完成“十三五”3.4亿千瓦改造目标。

　　表7 2008~2017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，其他来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》

　　电力行业污染物排放多年下降明显，并且降幅略有增加。2017年，烟尘排放总量同比下降了25.7%，二氧化硫排放总量下降了29.4%，氮氧化物排放总量下降了26.5%，降幅均在20%以上。截至2017年底，煤电机组全面实现脱硫排放，92.3%机组实现脱硝，75%以上的煤电机组实现超低排放，我国已建成全球最大清洁煤电供应体系。

　　表8 2008~2017年电力行业排放绩效(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》

　　表92018年全国电力工业统计快报一览表

　　七、全国电力行业效益出现分化

　　(一)电网企业营收情况良好，但利润出现下降

　　总体上看，电网企业营收情况良好。国家电网2018年资产总额达到39325.2亿元，营业收入2.56万亿元，同比增长8.7%;利润780.1亿元，同比降低14.29%。南方电网营业收入5373亿元，增长9.2%;利税总额436.8亿元，同比降低11.76%。

　　图24 2011~2018年国家电网公司资产和营收情况

　　(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过程中，降低电网环节收费和输配电价格改革是重点内容，同时要落实国家降价、清费、减税等措施。2015年以来，开展首轮输配电定价成本监审。2017年完成全国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。在此基础上，2018年陆续核定了华北、东北、华东、华中、西北5大区域电网首个监管周期(2018年1月1日～2019年12月31日)两部制输电价格水平，以及24条跨省跨区专项输电工程输电价格，累计核减电网企业准许收入约600亿元。另一方面，2018年政府工作报告提出的“一般工商业电价平均降低10%”目标提前超额完成，其中，国家电网、南方电网分别降低工商企业用电成本792亿元、223亿元。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)发电企业整体赢利有所回升，但火电经营形势仍比较严峻

　　原中电投与国核2015年重组为国家电投集团、国电与神华2017年合并重组为国家能源集团后，原五大发电集团更新为新五大发电集团。

　　解构数据相对完整的国家电投集团，可以管中窥豹略见一斑。2018年，国家电投资产总额10813亿元，实现营业收入2266.56亿元，利润108.18亿元，净利润65.9亿元，同比增长21.18%。与去年相比，尽管火电板块亏损拖累业绩，但火电设备利用小时数和新能源消纳情况好转，对企业利润形成支撑。

　　表10 国家电投近年主要经济指标

　　注：2017年根据有关资料整理，其他数据来自国家电投2016年社会责任报告

　　煤电企业经营困难。中电联公布数据显示，中国沿海电煤采购价格指数(CECI沿海指数) 5500大卡综合价波动区间为571~635元/吨，国内煤电企业采购成本居高不下，2018年全年全国火电企业亏损面仍近50%。此外，煤电价格联动机制作用有限也是重要原因。1月29日，国电电力发布业绩预减公告，2018年归属上市公司股东净利润预计为8亿~14亿元，同比下降32.19%~61.25%。国电电力称，业绩下降的主要原因为，燃煤价格上涨，导致营业利润同比下降。

　　特别值得关注的是，新五大发电集团降杠杆减负债成效明显，资产负债率首次全部将至80%以内。华能集团2017年资产负债率已经降低到78.74%，2018年再次降低2个百分点，为76.74%。大唐集团负债率降为76.95%以下。华电集团资产负债率为77.83%，同比下降2.97个百分点，连续10年下降。国家电投集团资产负债率78.61%，同比下降3.09个百分点。国家能源集团资产负债率最低，为60.09%，较年初下降1.31个百分点。

　　八、市场化交易电量大幅提高，电力体制改革取得新进展

　　2015年启动新一轮电力体制改革，经过2016年的提速扩围，2017年再次深入发力，在中发9号文件及配套文件发布的基础上，国家发展改革委、国家能源局出台了一系列政策和措施，涉及输配电价、输电侧改革、增量配电网放开、电力交易规则等方面。2018年电改深水前行，各项改革有序推进，输配电价、增量配电改革、电力现货市场建设、交易机构股份制改革等方面取得新的积极进展，进一步释放了改革红利。但与此同时，电力体制改革进程中遇到的问题也不容忽视。

　　首轮输配电成本监审取得历史性突破。2015年以来，开展首轮输配电定价成本监审，是我国历史上首次在全国范围内组织的对自然垄断环节开展的定价成本监审，实现了从无到有的重大突破。一是2015年制定出台《输配电定价成本监审办法》，建立了我国历史上第一个针对超大网络型自然垄断行业的成本监审办法。据国家发展改革委数据显示，首轮输配电成本监审共核减不相关、不合理费用约1284亿元，平均核减比例15.1%。二是电力市场化程度大幅提高。据统计，通过首轮输配电成本监审并核定独立输配电价，2018年我国电力市场化交易电量达到2.1万亿千瓦时，占售电量比重已由改革前2015年14%提高至2018年近40%。三是倒逼垄断企业改善管理提高效率。通过输配电成本监审，向企业发送《加强成本管理建议书》，引导企业规范管理、内部挖潜、降本增效。

　　增量配电业务改革扩围。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。2018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。目前共有试点项目320个，基本实现地级以上城市全覆盖。多个试点项目已获得电力业务许可证并实现并网、开展配售电业务。第四批增量配电业务改革试点正在申报之中，条件较好地区在努力向县一级试点项目覆盖。

　　售电企业经过一轮洗礼逐步呈现两极分化现象。2017年至2018年8月，全国在交易机构注册的售电公司由约2600家增加至3600家左右。其中，发售一体化的售电公司快速成长，绝大部分发电企业(公司)注册了一家以上的售电公司，并且基本上都参与了直接交易，目前广东的国企售电公司还是以发电企业居多。此外，售电公司出现了成批量第三方售电公司退出市场交易的现象。2018年，近半数已注册售电公司未参加直接交易。从全国售电市场晴雨表广东为例，广东电力交易中心发布《关于2018年12月份暨全年广东电力市场结算情况的通告》显示，2018年广东准入售电公司达416家，但参与交易的仅有148家，和2017年类似，真正参与到市场化交易中的售电公司只占整体的三分之一，还有相当一部分售电公司处于观望状态。观望的原因之一或许是售电公司收益明显下滑。《关于2018年12月份暨全年广东电力市场结算情况的通告》数据显示，2018年电厂价差让利总额为102.3亿元，但售电公司仅拿到7.7亿元。广东售电公司依然有钱赚，但对比2017年12.7亿元的净获利，2018年售电公司的收益减少了近一半。全年共有30家售电公司收益为负，整体亏损面为20.3%，各类售电公司之间收益差异明显。从各类售电公司收益情况来看，国有售电公司全年收益0.96亿元，占全年总收益17.1%;民营售电公司全年收益5.64亿元，占全年总收益80.9%。经测算，国有售电公司度电收益1.26厘，民营售电公司度电收益9.65厘，平均度电收益3.64厘，民营售电公司收益率是国有企业的7.64倍。

　　推进电力交易机构规范化建设。2017年，全国内地省级电力交易中心除西藏外基本组建完成，其中，广州电力交易中心和山西、湖北、重庆、广东、广西、云南、贵州、海南等8省(区、市)电力交易中心为股份制公司，其他电力交易中心仍为电网企业全资子公司，尚未实现电力交易机构相对独立和规范运行。2018年，国家发展改革委、国家能源局发布《关于推进电力交易机构规范化建设的通知》，要求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%，鼓励按照非电网企业资本占股50%左右完善股权结构。目前，国网经营范围内25家电力交易机构已经启动股份制改造。

　　现货交易试点启动。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。2018年8月31日，南方(以广东起步)电力现货市场试启动运行，成为全国首个投入试运行的电力现货市场。随后，甘肃、山西电力现货市场启动试运行。按照国家能源局的要求，其余5个试点地区也将于今年6月底前启动模拟试运行。在试点建设取得突破的同时，《电力市场运营系统现货交易和现货结算功能指南(试行)》的印发明确了电力市场运营系统现货交易及现货结算的基本功能和业务要求，现货市场运营规则进一步完善。

　　市场化交易电量规模逐步扩大。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。据国家发展改革委相关数据，2018年，我国电力市场化交易电量约2.1万亿千瓦时，占售电量比重近40%。

　　降低用电成本效果明显。2018年政府工作报告中提出“一般工商业电价平均降低10%”。对此，电力行业认真贯彻，超额完成10%降幅目标。通过调整电力行业增值税税率(由17%降为16%)，取消电网企业部分垄断性服务收费项目，全面清理转供电环节不合理加价行为，降低国家重大水利工程建设基金征收标准25%等，多项并举，合计减轻一般工商业企业电费支出1138亿元。

　　九、主要电力企业谋求深刻转型，创建“世界一流企业”目标路径更加清晰

　　党的十九大谋划了决胜全面建成小康社会、全面建设社会主义现代化强国宏伟蓝图，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。“深化国有企业改革，发展混合所有制经济，培育具有全球竞争力的世界一流企业”为企业发展目标定调，成为我国主要电力企业的重要遵循。

　　2018年，电力央企纷纷优化企业战略规划，提出打造世界一流企业的时间表和路线图，规划的时间节点都呼应了党的十九大报告提出的分两个阶段全面建设社会主义现代化国家的新的奋斗目标。比如，国网对“建设世界一流能源互联网企业”战略目标进行深化，提出建设枢纽型、平台型、共享型，强智能电网、泛在电力物联网的“三型两网”世界一流能源互联网企业战略目标，并力争到2021年建党一百周年时，初步建成具有全球竞争力的世界一流能源互联网企业。南网在“国家队地位、平台型企业、价值链整合者”基本定位的基础上，提出了定位新发展理念实践者、国家战略贯彻者、能源革命推动者、电力市场建设者、国企改革先行者、智能电网运营商、能源产业价值链整合商、能源生态系统服务商，即“五者”“三商”的新战略，到2020年初步具备具有全球竞争力的世界一流企业的显著特征。

　　华能集团定位电为核心、煤为基础、金融支持、科技引领、产业协同，力争3年、确保5年内进入国资委具有较强全球竞争力的世界一流企业行列。大唐集团定位从事电力、热力生产和供应，与电力相关的煤炭资源开发和生产，以及相关专业技术服务，着眼于质量、效率、动力“三个变革”部署实施了“1+1+N”架构改革方案、158发展战略，“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。华电集团去年从单一发电集团转型为发电、煤炭、金融、科工四大产业协同发展的综合性能源集团，紧紧围绕“建设具有全球竞争力的世界一流能源企业”的愿景目标，明确提出该公司中长期发展思路：准确把握“五个坚持”，持续推进“三个转变”，努力实现“六个一流”。国家能源集团拥有煤炭、火电、新能源、水电、运输、化工、科技环保、金融等8个产业板块，确立了“建设具有全球竞争力的世界一流能源集团”总体战略目标，以及一项根本政治原则、六项核心理念、九项治企方略的企业发展战略体系。国家电投集团立足先进能源技术开发商、清洁低碳能源供应商、能源生态系统集成商的战略定位，创建具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业;建设一流企业的分阶段战略目标为：到2020年，成为国内领先的清洁能源企业;到2025年成为有一定国际影响力的清洁能源企业;到2035年，核能、光伏等可再生发电发展成具有全球竞争力的领军企业和著名品牌，基本建成具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业。

　　新五大发电集团已经确定从电力企业向综合能源企业转型，以电力业务为基础，向煤炭、金融、科技领域扩展，其中国家电投集团突显其清洁能源竞争力和定位，要创建具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业;电网企业提出了“平台”“智能电网”等发展特征，指向综合能源服务商。

　　日前征求意见的《关于中央企业创建世界一流示范企业有关事项的通知》显示，国资委将进一步放权授权，示范企业可以自主决策、综合运用混改、员工持股、股权激励等各项国企改革政策，力争建设“三个领军”“三个领先”“三个典范”的世界一流企业在3年左右时间取得显著成效。选定中石油、国家电网、三峡、国家能源集团、中广核等10家单位，作为创建世界一流示范企业。其中，国家电网提出多项国企改革计划，在前期增量配电、交易机构和抽水蓄能电站等领域探索的基础上，将混改试点扩大到特高压直流工程、综合能源服务、电动汽车、信息通信、通航业务等领域，还将推进装备制造企业分板块整体上市，而金融领域的混改也将从英大信托扩展到全部业务。据悉，国家能源集团今年已经上报一流示范企业方案，混改和员工持股是其中一部分。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，行业发展需要提前谋划精准施策

　　当前，以清洁低碳为主要特征的全球新一轮能源转型加速推进。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。

　　电力供给侧改革将继续深化。中央经济工作会议要求2019年经济工作按照“巩固、增强、提升、畅通”的八字方针继续深化供给侧改革。今年政府工作报告指出，要继续坚持以供给侧结构性改革为主线，更多采取改革的办法，更多运用市场化、法治化手段，巩固“三去一降一补”成果。这也是2019年能源电力供给侧改革的总要求。

　　释放先进产能，提升电力协调发展水平。面对煤炭去产能与先进产能及时有效释放、化解煤电过剩产能与确保电力安全稳定供应之间出现的新情况新问题，要处理好增量与存量之间的关系，加快发展先进产能。面对电力总体供需平衡与区域性时段性供给紧张并存的局面，大力发展分布式清洁能源，完善相关政策保障、市场机制和标准体系，推进扩大试点示范，努力实现区域性电力供需平衡。面对电力工业发展不平衡不充分的问题，做好煤电产业改造升级的同时大力发展清洁能源。

　　持续推进电力绿色低碳转型。我国煤电超低排放改造虽已经获得巨大突破，但仍要深入推进。将持续提高煤电机组能效水平，加快解决风、光、水电消纳问题，加快抽水蓄能电站、龙头水电站等调峰电源建设，加强火电灵活性改造、机组深度调峰，提升现有输电通道利用率。

　　电力体制改革走向深入。2019年全国能源工作会议将“深入推进电力体制改革”作为重点任务部署。将加快推动竞争性电力市场体系建设，推进电力交易机构独立规范运行，持续完善电力市场化交易机制，全面推开电力辅助服务市场建设，研究推进电力现货市场建设，加快增量配电业务改革。2019年政策进一步发力，国家先后发文进一步推进增量配电业务改革，规范优先发电优先购电计划管理。深化电力体制改革，对于企业而言即是机遇也是挑战。

　　持续助力优化营商环境。“优化营商环境”是今年政府工作报告明确的重点任务，营商环境的提升与获取电力的便捷、经济、可靠有着密不可分的关系。2019年，行业企业落实好“一般工商业平均电价再降低10%”的目标，进一步降低企业报装接电及用电成本，缩短故障停电时间，更需努力。同时，要注重转供电环节不合理加价行为的清理，让电力用户切实享受到优惠。

　　加快培养新模式新业态新动能。技术推动下，能源电力新模式、新业态层出不穷，新的增长动能不断积聚。行业发展正处于新旧动能接续转换期。要推动能源技术革命，加快突破智能电网、先进核电、燃气轮机、氢能和燃料电池等领域关键核心技术，培育电力技术优势并加快转化为经济优势。深化大数据、人工智能等研发应用，打造“智慧电厂”，推动坚强智能电网与泛在电力物联网融合发展，优化再造电力发输配售产业链条。

　　推进新时代电力高质量发展，一方面需要决策部门注意政策平衡和创新体制机制，为电力企业做优存量、做大增量创造条件;另一方面也需要企业主动作为，积极适应新形势新挑战，采取有效的针对性措施，切实把工作主动权掌握在自己手中，真正推动行业实现“质量变革、效率变革、动力变革”。

　　(总注：本文所引用数据均来自权威可信资料。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。)