电力在2018年遇到了不少意外：实际供需与预测产生偏差，降电价要求更进一步，市场化改革在多重边界条件变化下突围……

日前，国家电网能源研究院在2018成果发布会上指出，2018年全国全社会用电量约为6.9万亿千瓦时，同比增长8.5%，增速同比上升1.9个百分点。而中电联相关负责人早前公布预测数据，2019年全社会用电增速初步考虑为6%。

高速增长的负荷会否放缓？电价与市场化改革又会走向何方？对电力行业来说，2019比2018的“黑天鹅事件”会更多吗？

春2018

一切为了10%

2018年3月5日第十三届全国人民代表大会第一次会议上，国务院总理李克强在《政府工作报告》中明确提出：大幅降低企业非税负担。进一步清理规范行政事业性收费，调低部分政府性基金征收标准。继续阶段性降低企业“五险一金”缴费比例。降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%。

这是《政府工作报告》首次提出降电价的量化目标。

2015年以来，通过煤电联动、输配电价改革、电力市场化交易等手段，累计降低企业用电成本3275亿。但我国工商业用户承担了对居民和农业的交叉补贴，电价是各类用户中最高的。由于市场化交易受制于放开规模，截至目前，红利主要惠及大工业用户，一般工商业用户很少从市场交易中获益，通过行政手段明确降费目标是一种疏解和补充。

国家发展改革委随后相继发布五轮降费通知，降价环节涉及输配电价、电力行业增值税税率、跨省区电力直接交易、自备电厂以及政府性基金等。

国家发改委价格司巡视员张满英在接受媒体采访时表示，综合已出台全部措施，按年计算，合计可减轻一般工商业企业电费支出1000亿元以上，超额完成10%降幅目标。

参与工业和信息化部组织的第三方评估人士曾向eo透露，产业园区、商业综合体等经营者向转供电用户在国家规定销售电价之外收取各类加价是降费落地最大的困难。

降低一般工商业电价在一定程度上刺激了用电量的增加，也给当前各地的电价结构带来了或多或少的影响。

eo曾报道过，本次电价调整虽然整体额度相同，但具体到不同地区，实际降低的类项却有明显差异。由于调整模式不同以及计算基数降低，峰谷价差在一定程度上收窄，这使得以此为主要盈利模式的用户侧储能项目风险增大，收益减少。

夏2018

电忽然不够用

河北南网600万千瓦、山东500万千瓦、广东400万、湖北300万千瓦、安徽200万千瓦、江西80万至100万千瓦……这组数字是2018年6月各地区迎峰度夏工作会议上预测的今夏电力供应“缺口”。

在宏观经济、气温、电能替代等因素叠加影响下，2018年出现了结构性缺电，涉及的地区范围比2017年更广。

2018年1月31日，中国电力企业联合会发布了《2017-2018年度全国电力供需形势分析预测报告》。当时，中电联副秘书长、行业发展与环境资源部主任安洪光表示，预计2018年全社会用电量增长5.5%左右，2018年全国电力供需总体宽松、部分地区富余，局部地区用电高峰时段电力供需偏紧。

年末全国全社会用电量同比增长8.5%的数据表明，年初的预测有些保守了。但电力供需总体宽松、部分地区富余，局部地区用电高峰时段电力供需偏紧的判断得到了印证。

对于局部阶段性缺电的现象，业界看法不一。媒体报道，中国社科院发布《中国能源前景2018—2050》研究报告认为，未来30年，高耗能商品需求下降，电力需求也将呈下降态势，电力产能过剩将进一步显现；更多电力行业人士认为，近年来电力需求增长将超过此前预期。

而对于电力总体过剩，局部偏紧的状况，电力系统硬软件都正在经历新的变化。东部地区控煤承压，只得放缓火电装机建设，因此对外来电的需求有所增加；系统越来越大的峰谷差也迫使电网企业考虑相应的解决办法。特高压建设重启，电网侧储能喷发，电力市场出现新特点都与此息息相关。

秋2018

特高压、电力市场、电网侧储能有戏？

2018年9月3日，国家能源局印发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》（以下简称《通知》）。

《通知》指出，为加大基础设施领域补短板力度，发挥重点电网工程在优化投资结构、清洁能源消纳、电力精准扶贫等方面的重要作用，加快推进青海至河南特高压直流、白鹤滩至江苏、白鹤滩至浙江特高压直流等9项重点输变电工程建设，合计输电能力5700万千瓦。

重点工程计划主要项目涉及西北、西南清洁能源外送至江苏、浙江等负荷中心，截至目前，12条拟核准的特高压工程中已有3条获得核准。

用电增长超出预期，跨省区送受电直流干线落点困难，通过投资基础设施拉动经济等被认为是此时重启特高压的主要缘由。

核准建设时间之紧迫，投资数额之巨大也引发了业界的广泛讨论。

中国工程院于2018年9月19日向国家能源局报送了《我国未来电网格局研究（2020年）咨询意见》。这也进一步引发围绕交、直流特高压应用，西电东送未来趋势，能源转型等话题的讨论。

部分院士认为，西电东送是国家“西部大开发”战略的标志性工程，是我国的重要经济发展战略，必须继续坚持。但东部地区应该在能源革命的前提下开发本地区能源资源，发展清洁能源，特别是分布式可再生能源，尽量减少电力远距离输送。

一位资深能源政策研究者认为，东部加强能源就地消纳还需要考虑新增电源电量能否满足本地新增电力需求的问题，目前看来，前者没有后者快，分布式具备功能，但贡献率较低。

为应对系统峰谷差距，电网侧对储能系统的突然青睐也是2018年的一大特色。

此前多年，两大电网企业只有零星的科研示范项目。2018年4月，江苏突然宣布上马101MW电网储能项目，并赶在迎峰度夏之前投运，夏季局部供电紧张，加上火电关停，气电没能如期建成投运，情急之下江苏电网选择了锂电储能；随后，河南电网的100MW储能项目也已开建，其重要作用之一是为特高压提供支撑；此后湖南电网、江苏电网储能二期项目相继推出；南方电网亦在年底开启电网侧储能项目招标。

2018年，电网一出手，仅这五个项目的规模就超过了2017年中国锂电储能的新增规模。

与之相比，发电侧的储能联合火电调频和用户侧储能就低调得多。但联合火电调频仍然是技术门槛高，利润也相对可观的领域。2018年，蒙西、山西、广东等地辅助服务市场开启，可观的竞价价格吸引火电厂纷纷入局，发展储能联合火电调频。

“硬件”以外，电力市场的2018一直在“坚守突围”中度过。

各个现货试点取得了不同程度的进展是头等大事。

2018年8月31日，南方（以广东起步）电力现货市场启动试运行，是全国首个投入试运行的电力现货市场，标志着广东电力市场体系基本建成；蒙西发布《电力现货市场建设试点方案（征求意见稿）》；甘肃、山西等地先后召开电力现货市场方案专家评审会；浙江基本完成方案设计。

如何在当前中长期交易基础上过渡到现货市场，是“留恋”还是“颠覆”；如何在外电比例提升预期下搭建省内市场，是“安放”还是“共同进退”；如何对待不同成本的发电机组，是“再分配”还是“完全同台竞争”……无论是已经启动试运行，还是尚未发布方案和规则的试点都必须直面这些问题。

跨省跨区电力市场可以说是2018年变化相对隐秘的领域。多位业内人士指出，在降电价、能源转型的多重影响下，省区间送受电正在向网间交易回归。

相关交易中心的业内人士曾向eo解释，原有送电省电厂与受电省用户的“点对点”直接交易试点只能将红利传导至部分重点扶持领域的用户，难以实现全部工商业用户电价下降的目标，因此为实现降低10%的目标，将推行的“点对点”交易收缩“回归”为改革前的网间交易。

2018年西北省区的弃风弃光率继续下降，临近年末，国家发展改革委、国家能源局又印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，要求2018年清洁能源消纳取得显著成效，到2020年基本解决清洁能源消纳问题；同时，东部地区因控煤压力和负荷增长，对外来电需求进一步提升。

市场化消纳清洁能源的价格机制多以电量消纳为最终目标。比如，广州电力交易中心在2018年初修订相关规则时明确，市场化交易没有成交并影响清洁能源消纳时，为保障清洁能源充分消纳，由广州电力交易中心统筹安排、南网总调执行、电网公司保底收购，参照市场化交易价格定价方式进行定价。

至于更加“主流”的省内电力直接交易市场，尽管供需局部阶段性偏紧，通过市场化交易向用户释放红利的要求并未发生本质变化，但被高煤价“折磨”近两年的发电企业让利意愿跌到了“冰点”。

基于当前的交易体系，2018年中，国家发改委、国家能源局联合发布《关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》，提出建立市场环境下的新型煤电用联动机制，并放开煤炭、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，承担清洁能源配额。

鼓励“煤-电-用”联动机制能够在一定程度上疏解发电企业的压力。但由于电力用户缺乏应对市场价格波动的避险手段，履约意愿较低。

煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业的用户最能享受到电力直接交易释放的红利。但要实现新旧动能转换，长远应当从价格上进行引导，地方政府需不断在短期利益和长期利益间寻找平衡点。

冬2018

督战增量配网

静默了大半年的增量配网在最后一个季度突然活跃起来。

2018年8月以来，国家发改委、国家能源局组成6个组分别赴江苏、贵州等14个省（市、区），开展增量配电业务改革试点督导调研，了解项目进展、配电区域划分、配电设施接入系统及配电价格制定等方面存在的问题。

据《中国能源报》报道，共有320个试点获批，其中244个未确定供电范围，3/4未完成配电网规划评审工作，截至2018年10月8日，已取得电力业务许可证的仅有27个项目。改革效果未达预期。

2018年9月29日，国家发改委印发《关于对增量配电业务试点项目进展缓慢和问题突出地区进行约谈的函》，约谈省份包括辽宁、江西、浙江、山东、四川和河南等6个省区。

2018年11月29日，为了及时跟踪了解试点项目进展情况，研究解决改革试点中存在的问题，国家发改委发布《关于建立增量配电业务改革试点项目直接联系制度的通知》，从三批试点中选取辽宁、江苏、福建等省（自治区）的12个重点试点项目作为直接联系项目。

部委一轮督战后，增量配网试点项目获批电力业务许可证（供电类）的速度明显加快，多地增量配网项目在10月到11月间“领证”，其中包括存量配网和民营企业控股的增量配电项目；国家电网公司督促各省电力公司必须站在讲政治的高度加快改革任务落实，全面排查并网环节可能存在的问题，主动配合地方政府加快试点项目实施。

一直以来，业主和股比是增量配网遭遇最为棘手的问题。相关部委曾为此召开专题会议，一方面从数量上约束电网企业甚至地方投资主体控股试点项目，另一方面强调业主需通过招标产生，不得由地方政府指定。

据eo记者了解，目前部分试点的股比问题仍在“纠缠”阶段，而股比难以确定的背后是更深层次的“区划、价格、接入”等三个“老大难”问题，与之对应的又是国有资产处置、输配电价体系、配网调度职责界面等命题，具体包括：新增配电区域里电网企业的存量资产处置缺乏操作细节；本轮输配电价核定时大工业用户对应电压等级价格偏低，配电试点企业盈利空间遭压缩；部分增量配网建设标准与主网存在差异，接入后容易产生安全及成本上的负面影响等。

2019年大猜想供需：用电增速将适度回落

2018年谜一样的供需形势使从业者在对2019年做出预测时显得小心翼翼。

2018年1-8月全国全社会用电量同比增长9.0%，创近7年同期新高，受到中美贸易摩擦升级等事件对经济形势的影响，后半年增速明显下降。

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海早前撰文指出，高耗能行业虽已进入峰值期，但受基础设施和房地产投资拉动的影响，加上供给侧改革出清带来的效益改善和电改释放的降本红利，一定时期内部分行业还有产量上升的势头。

对于2019年，有业内人士分析，新兴产业可以满足动能转换目标，但对稳增长贡献率不如高耗能产业明显。考虑到中美贸易摩擦的延时效果，对ICT等新兴产业的负面影响会高于高耗能，尤其是沿海外向型经济省区受影响程度明显。

eo综合部分业内人士及智库分析认为，预计2019年工业经济增长仍将放缓，但基于内需经济体量及韧性，减缓幅度有限；从工业经济与电力的关系来看，随着电能替代基数效应的减弱，工业用电增速回落程度将超过工业经济增长放缓程度；从天气方面看，如果设定2019年夏季气温为常年份情景，预计服务业和居民生活用电增速将较2018年有明显回落。

价格：继续降低要素成本

2018年10月31日，中共中央政治局会议指出，当前经济运行稳中有变，经济下行压力有所加大，部分企业经营困难较多，长期积累的风险隐患有所暴露。

会议强调，面对经济运行存在的突出矛盾和问题，要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，加大改革开放力度。

预计2019年，坚持供给侧结构性改革，降低实体经济要素成本仍是重要方向。

据eo记者了解，2018年提出放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划，使其全电量参与交易还将进一步在各地区落实，继续向工商业用户释放电改红利。除发电企业外，电网企业或通过输配电价等方式分担。

增量配网：政策利好，需直面深层问题

在国家部委的督促下，增量配网改革可谓迎来“春天”，2019年推进速度或好于以往，但随着各试点项目的推进，需直面更多顶层设计与具体实践问题。

2018年11月，习近平总书记在民营企业座谈会上指出，要营造公平竞争环境，在市场准入、审批许可、经营运行、招投标、军民融合等方面，为民营企业打造公平竞争环境，给民营企业发展创造充足市场空间。

南方电网能源发展研究院陈政近日撰文总结，增量配网改革的目标一是通过比较竞争提升效率，二是通过引入竞争降低成本，三是通过吸引社会资本增强投资能力。

增量配网和售电侧改革类似，都是电力行业对社会资本打开的窗口，以期能带进用户，激发新的商业模式，从而为行业带来增量价值。支持民营企业发展，创造公平竞争环境的政策环境利好增量配网主体多元化发展。

但在传统垄断行业引入竞争比较，要面临的是管理体制从计划向市场的变革，而无论顶层设计还是地方工作都缺乏可以遵循的理论或实践参考案例，这是改革推进的一大难题，或许需要自下而上的尝试和探索。

据eo了解，2019年部分增量配网项目在取得电力业务许可证（供电类）后，将进入具体建设与并网阶段，首先要面临的就是建设标准确认和调度权责划分问题。同时，目前已有8省增量配电价格发布，2019年将是存量或增量配网落地运营第一年，电网企业、试点业主及地方政府将面对价格营收及运营成本的评估、调整和优化。此外，混合所有制模式下的经营，以及分布式电源如何接入增量配网并设置合理的价格机制将是中期课题。

特高压、电网侧储能：建设火热，价格或需博弈

基于通过基础设施建设拉动投资，稳定经济增长，以及促进清洁能源消纳，平抑电网峰谷压力等需求，预计2019年特高压线路还将陆续获批，电网侧储能的投资也将继续——建设火热如夏。

不过，在降低终端用户成本，促进跨省区清洁能源消纳等边界条件下，新建远距离输电线路的价格核定可能面临一定程度地压减，需通过拉长周期来保证成本回收。

而电网侧储能则面临价格机制设置问题。类比具有相似功能的抽水蓄能电站，截至目前仍然因为两部制电价实行效果差强人意而难以体现其对系统的价值贡献，从而使抽蓄的功能发挥受阻，甚至难以回收固定成本。在电网企业看来，新建的电化学储能系统能否纳入输配电价体系当中是至关重要的课题之一。

电力市场：突破老问题，迎接新挑战

2019年，非现货试点将进入较为稳定的完善期，现货试点则将进入充满挑战的试错期。

全国各省区推进电力直接交易的程度不同，但不断放开发用电计划，扩大市场交易规模的方向是一致的，而由于部分省区外来电占比相对较大，又面临比例增加，要想在省内直接交易模式下继续扩大市场化用户规模或将遇到瓶颈。

跨省跨区交易方面，大部分省区外送（购）电在2019年或将依然由电网主导，采用网间交易模式，在有条件的线路（地区）尝试点对网模式，但引入送受电省区电厂和用户，以及售电公司参与的时间表预计仍将推迟。

广东、蒙西、山西等省区现货市场进展较快，2019年或将从当前的直接交易转轨至现货市场，并针对出现的问题，包括负荷增长超出预期，部分时段部分地区供不应求的状况，不断调整规则细节。对于市场主体来说，现货规则尚未稳定，可能随时调整变化，探索过程存在一定风险；全国不同市场进度差距较大，也增加了运营的成本和难度。

现货市场的推进，特别是进入结算试运行阶段，用户侧更多重心或放在考虑增值业务如何与批发市场价格联动，为当前或即将开展的业务寻找新的商业模式。

来源： eo  南方能源观察