一、現狀

    2018年全社會用電量68449億千瓦時，同比增長8.5%。分產業看，第一產業用電量728億千瓦時、同比增長9.8%;第二產業用電量47235億千瓦時、同比增長7.2%，其中工業用電量46456億千瓦時、同比增長7.1%，;第三產業用電量10801億千瓦時、同比增長12.7%;城鄉居民生活用電量9685億千瓦時、同比增長10.4%。

2018年全國社會用電量結構占比

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    電改與降電價政策的出臺使國家電網傳統供售電業務未來盈利能力顯著承壓。本輪電改意在打破壟斷，競爭的引入使電網公司的傳統供售電業務未來中長期維度盈利能力承受壓力。在電改9號文出臺以前，電力價格尚未市場化。由于電網的“自然壟斷”屬性，國家電網一直采用通過購銷差價獲取壟斷利潤的傳統供售電業務盈利模式。在輸配電價核定方面，電改9號文輸配電價逐步過渡到按“準許成本加合理收益”的原則，電網企業按照政府核定的輸配電價收取過網費，不再以上網電價和銷售電價價差作為主要利潤來源。此項要求使國家電網原有利潤來源受到明顯限制。而在售電側改革方面，本輪電改鼓勵社會資本投資配電業務，運營增量配網，開始逐步將電網公司過去壟斷的配售電業務向社會資本有序放開。遠期角度來看，隨著本輪電改持續推進與市場化程度逐步提升，國家電網賺取購銷差價的傳統模式將無以為繼，盈利能力難以保證，迫使國家電網面向未來轉變業務模式，發掘新的競優勢，探索新的利潤增長來源。

    近年來，我國整體上電力供應能力不斷加強。2012-2019年，我國全國全口徑發電量不斷增加。根據調查數據顯示，2019年全國全口徑發電量為7.33萬億千瓦時，比2018年增長4.7%。

2012-2020年全國全口徑發電量及增速趨勢

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    2019年全國規模以上電廠發電量71422.1億千瓦時，同比增長3.5%。其中，水電11534.4億千瓦時，同比增長4.8%;火電51654.3億千瓦時，同比增長1.9%;風電3577.4億千瓦時，同比增長7.0%;核電3483.5億千瓦時，同比增長18.3%;太陽能發電1172.2億千瓦時，同比增長13.3%。

2019年全國發電量構成占比

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    2019年，我國發電量排在前十的省份分別為山東、內蒙古、江蘇、廣東、四川、新疆、浙江、云南、山西和河北。發電量分別為5586億千瓦時、5327億千瓦時、5015億千瓦時、4726億千瓦時、3671億千瓦時、3564億千瓦時、3351億千瓦時、3252億千瓦時、3238億千瓦時和3118億千瓦時。

2019年全國發電量前十省份

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    從發電量增速來看，除了江蘇、浙江、河北、天津、北京、山東、上海和河南，全國其他省份發電量均實現增長，其中發電量增速超全國平均水平的省份有19個，依次為：西藏、陜西、廣西、新疆、內蒙古、吉林、貴州、云南、青海、寧夏、湖南、海南、四川、安徽、湖北、黑龍江、江西、山西和廣東。

    在水電發電方面，2019年全國發電量排在前十的省份分別是四川(3076億千瓦時)、云南(2666億千瓦時)、湖北(1330億千瓦時)、貴州(675億千瓦時)、廣西(541億千瓦時)、湖南(528億千瓦時)、青海(520億千瓦時)、甘肅(377億千瓦時)、福建(297億千萬時)和新疆(250億千瓦時)。

2019年全國水電發電量前十省份

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    從水電發電量增速來看，除了海南、河北、吉林、安徽、江蘇、湖北、重慶、黑龍江和廣西，全國其他省份發電量均實現增長，其中發電量增速超全國平均水平的省份有15個，依次為：內蒙古、浙江、廣東、福建、江西、山東、寧夏、甘肅、青海和云南。

    在火電發電方面，2019年全國發電量排在前十的省份分別是山東(5169億千瓦時)，內蒙古(4556億千瓦時)，江蘇(4439億千瓦時)、廣東(3346億千瓦時)、山西(2931億千瓦時)，新疆(2822億千瓦時)、河北(2755億千瓦時)，安徽(2637億千瓦時)、河南(2532億千瓦時)、浙江(2494億千瓦時)。

2019年全國火電發電量前十省份

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    從火電發電量增速來看，天津、海南、北京、湖南、甘肅、河北、廣東、江蘇、浙江、上海、青海、河南和山東發電量增長率為負，其他省份發電量均實現增長，其中發電量增速超全國平均水平的省份有15個，依次為：西藏、廣西、湖北、山西、吉林、貴州、四川、新疆、內蒙古、云南、寧夏、安徽、黑龍江、山西和江西。

    在風電發電方面，2019年全國發電量排在前十的省份分別是內蒙古(612.8億千瓦時)、新疆(391.4億千瓦時)、河北(277.3億千瓦時)、云南(245.3億千瓦時)、甘肅(226.9億千瓦時)、山西(188.1億千瓦時)、寧夏(173億千瓦時)、山東(162.4億千瓦時)、江蘇(158.6億千瓦時)，遼寧(153.1億千瓦時)。

2019年全國風電發電量前十省份

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    從風電發電量增速來看，寧夏、江蘇、山東、山西、安徽、海南、上海、北京和西藏發電量增長率為負，其他省份發電量均實現增長，其中發電量增速超全國平均水平的省份有16個，依次為：青海、廣西、天津、四川、湖南、新疆、福建、廣東、貴州、重慶、江西、云南、吉林、陜西、湖北和黑龍江。

    智研咨詢發布的《2020-2026年中國火力發電量行業市場需求預測及投資策略研究報告》數據顯示：2019年我國發電量將突破70000億千瓦時，達到71，151億千瓦時。未來五年(2019-2023)年均復合增長率約為6.13%，并預測在2023年我國發電量將達到90254億千瓦時。

2019-2023年全國發電量及預測

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    二、中國電力行業發展趨勢

    1、電力體制改革持續深化

    深化電力體制改革、推進價格機制改革是國家作出的重大決策部署。電網企業的成本價格監管制度框架的建立標志著電力體制改革在“管住中間”這一環節邁出了堅實的一步，有利于加快電力體制改革總體進程。

    放開發用電計劃是新一輪電力體制改革的重要組成，是構建有效競爭的市場結構和市場體系的必由之路，是電力行業管理手段由“計劃”向“市場”轉變的關鍵一步。

    防范化解煤電產能過剩風險，不僅加快煤電企業重組整合步伐，更是推進供給側結構性改革的必然要求，彰顯了黨中央、國務院對能源行業科學發展的深謀遠慮。

    全面推進跨省跨區輸電價格改革工作是建立獨立輸配電價體系的重要組成部分，是促進包括清潔可再生能源在內的電力資源在更大范圍內自由流通的重要保障措施。

    最后，電力需求側管理是供給側結構性改革的重要內容，是推進“放管服”改革的有效抓手，也是促進可再生能源消納的關鍵手段。

    2、開拓海外市場

    近些年來，中國電力工業高速發展，技術和管理有了長足的進步，比如特高壓技術和超臨界已經達到世界先進行列，從規劃還是到建設以及運營維護管理水平，都有較大提升。但是由于近些年經濟常態化，電力發電裝機容量逐年下降，加之火電的政策、棄風、棄光的狀況加劇，我國電力企業逐步開拓海外市場。

    據統計，近幾年來我國對外投資主要在九個國家，一共有40個項目。對于東南亞主要投資領域是在煤電和水電，南亞國家主要是風電和煤電。對于工程承包來說，近4年來共投資有295個項目，分布于40余個國家，涵蓋了“一帶一路”大部分國家，在東南亞地區還是以傳統煤電水電為主。

    截至2017年底，我國主要電力企業境外累計實際投資總額達746億美元。2017年，國內主要電力企業實際完成對外投資193億美元，同比2016年增長1.48倍，投資涉及水電、火電、新能源輸配電等不同領域。

    3、新能源占比不斷提升

    隨著經濟社會的發展，可再生能源又被賦予了節能減排、溫室氣體排放控制和大氣污染防治等新使命。特別是2017年的《政府工作報告》把“藍天保衛作戰”寫入其中，更加說明在“十三五”時期及以后，可再生能源發展將會被提到更高的高度，在我國能源系統中的占比進一步提升。

    根據調查數據統計，2017年我國新增新能源發電裝機占比53.7%，首次超過50%，電源結構持續優化。全國非化石能源發電裝機容量占全國總裝機容量的38.8%，比上年提高2.2個百分點。東、中部地區新增新能源發電裝機容量占全國新增新能源發電裝機的76.0%，比上年提高18.1個百分點，新能源發電布局繼續向東中部轉移。

    2017年，全國共投產5條直流、2條交流特高壓項目，新增跨區輸電能力4，350萬千瓦，全國跨區輸電能力達到1.3億千瓦，極大提高了電網跨大區能源資源優化配置能力和清潔能源消納能力。2017年，全國棄風電量419億千瓦時、同比減少78億千瓦時，棄風率12%、同比下降5.2個百分點，是三年來首次棄風電量和棄風率“雙降”。

    4、降低一般工商業電價

    2018年3月28日，國家發展改革委發布了《關于降低一般工商業電價有關事項的通知》。為貫徹落實中央經濟工作會議關于降低企業用能成本和《政府工作報告》關于降低一般工商業電價的要求，決定分兩批實施降價措施，落實一般工商業電價平均下降10%的目標要求， 進一步優化營商環境。通知要求：全面落實已出臺的電網清費政策;推進區域電網和跨省跨區專項工程輸電價格改革;進一步規范和降低電網環節收費;臨時性降低輸配電價。將省級電網企業已核定的規劃新增輸配電投資額轉為用于計提折舊的比例由平均75%降至70%，減少本監管周期定價成本，并相應降低輸配電價。

    現階段降電價的主要目的是減輕實業負擔，改善工業部門的盈利能力，從而拉動制造業與基建投資，在外部貿易環境面臨挑戰的情況下保證經濟穩增長。