（來源：微信公眾號“能源研究俱樂部” ID:nyqbyj 作者：王雪辰）
中國能源大數(shù)據(jù)報告（2021）
第五章 電力行業(yè)發(fā)展
一、電力生產
1.全國發(fā)電量增速放緩
2020年全國電力生產供應能力穩(wěn)步提升，供需總體平衡，結構進一步優(yōu)化。根據(jù)國家統(tǒng)計局發(fā)布的國民經濟和社會發(fā)展統(tǒng)計公報，2020年，全國發(fā)電量77790.6億千瓦時1，同比增長3.7%，增速放緩，較上年降低1個百分點。其中，火電發(fā)電量253302.5億千瓦時，同比增長2.1%；水電發(fā)電量13552.1億千瓦時，同比增長3.9%；核電發(fā)電量3662.5億千瓦時，同比增長5.1%。另據(jù)中電聯(lián)全口徑統(tǒng)計，風電、太陽能發(fā)電量分別為4665、2611億千瓦時，分別同比增長15.1%和16.6%。生物質發(fā)電量1326億千瓦時，同比增長19.4%。
2020年，可再生能源發(fā)電量達到2.2萬億千瓦時，占全社會用電量的比重達到29.5%，較2012年增長9.5個百分點。全國全口徑非化石能源發(fā)電量2.58萬億千瓦時，同比增長7.9%，占全國全口徑發(fā)電量的比重為33.9%，同比提高1.2個百分點，非化石能源電力供應能力持續(xù)增強。
表5-1 2011～2020年全國發(fā)電量結構（單位：億千瓦時）
根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，截至2020年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量22億千瓦，同比增長9.5%，增幅較上年提升3.7個百分點。2020年，全國新增發(fā)電裝機容量19087萬千瓦，同比增加8587萬千瓦，增速大幅提升。
近十年來，我國發(fā)電裝機保持增長趨勢。2011～2020年，我國發(fā)電裝機累計容量從10.62億千瓦增長到22億千瓦。2015年后，我國裝機增速呈下降趨勢，至2020年陡然回升，最主要原因是風電、太陽能發(fā)電等新能源新增裝機創(chuàng)歷史新高。
從新增發(fā)電裝機總規(guī)?？?，連續(xù)八年新增裝機容量過億千瓦，2020年更是創(chuàng)歷史新高。受電力供需形勢變化等因素影響，2018、2019年我國新增裝機規(guī)模連續(xù)下滑。2020年，在新能源裝機高增速的帶動下，新增裝機總體容量大幅提升。
3.發(fā)電裝機結構持續(xù)優(yōu)化，非化石能源裝機創(chuàng)歷史新高
截至2020年底，全國全口徑火電裝機容量12.5億千瓦、水電3.7億千瓦、核電4989萬千瓦、并網風電2.8億千瓦、并網太陽能發(fā)電裝機2.5億千瓦、生物質發(fā)電2952萬千瓦。
全國全口徑非化石能源發(fā)電裝機容量合計9.8億千瓦，占總發(fā)電裝機容量的比重為44.8%，比上年提高2.8個百分點。煤電裝機容量10.8億千瓦，占比為49.1%，首次降至50%以下。
從裝機增速看，2020年，火電裝機同比增長4.7%，較上年增速高出0.7個百分點。風電裝機同比增長34.6%，較上年增速提升21個百分點。太陽能發(fā)電以24.1%的速度增長，較上年增速高出7個百分點。核電增速收縮，降低6.7個百分點。水電裝機低速緩增，同比增長3.4%。
從電源結構看，十年來我國傳統(tǒng)化石能源發(fā)電裝機比重持續(xù)下降、新能源裝機比重明顯上升。2020年火電裝機比重較2011年下降了15.7個百分點，風電、太陽能發(fā)電裝機比重上升了近20個百分點，發(fā)電裝機結構進一步優(yōu)化。水電、風電、光伏、在建核電裝機規(guī)模等多項指標保持世界第一。2021年4月，我國在領導人氣候峰會上承諾，“中國將嚴控煤電項目，‘十四五’時期嚴控煤炭消費增長、‘十五五’時期逐步減少。”電力行業(yè)將加速低碳轉型，發(fā)揮煤電保底的支撐作用，同時，要繼續(xù)推進機組靈活性改造，加快煤電向電量和電力調節(jié)型電源轉換，實現(xiàn)煤電盡早達峰并在總量上盡快下降。
4.新增發(fā)電裝機規(guī)模創(chuàng)歷史新高，新能源逐步向主力電源發(fā)展
2020年，全國電源新增發(fā)電裝機容量19087萬千瓦，比上年多投產8587萬千瓦，同比增速81.8%。從各類電源新增裝機規(guī)?？?，2020年，新增火電裝機5637萬千瓦，自2015年以來，新增裝機容量首次回升，較上年多投產1214萬千瓦。新增并網風電和太陽能發(fā)電裝機容量分別為7167萬千瓦和4820萬千瓦，分別比上年多投產4595萬千瓦和2168萬千瓦，新增并網風電裝機規(guī)模創(chuàng)新高。新增水電和核電裝機分別1323、112萬千瓦。新增生物質發(fā)電裝機543萬千瓦。
2020年，新增發(fā)電裝機以新能源為增量主體。并網風電、太陽能發(fā)電新增裝機合計11987萬千瓦，超過上年新增裝機總規(guī)模，占2020年新增發(fā)電裝機總容量的62.8%，連續(xù)四年成為新增發(fā)電裝機的主力。2020年包括煤電、氣電、生物質發(fā)電在內的火電新增裝機占全部新增裝機的29.53%，與2015年相比降低21個百分點；水電新增裝機占比為6.93%。
到“十四五”末，預計可再生能源發(fā)電裝機占我國電力總裝機的比例將超過50%?？稍偕茉丛谌鐣秒娏吭隽恐械恼急葘⑦_到三分之二左右，在一次能源消費增量中的占比將超過50%，可再生能源將從原來能源電力消費的增量補充，變?yōu)槟茉措娏οM的增量主體。
二、電力消費
1.全社會用電量同比增長3.1%，增速趨緩
2020年，我國全社會用電量平穩(wěn)增長，增速略緩。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2020年，全社會用電量75110億千瓦時，同比增長3.1%。受疫情影響，2020年電力需求和電力供應都出現(xiàn)了諸多變數(shù)，呈現(xiàn)出不確定性，尤其是第二、三產業(yè)受沖擊較大。下半年隨著復工復產、復商復市持續(xù)推進，用電需求較快回升。
“十三五”時期全社會用電量年均增長5.7%，較“十二五”時期回落0.6個百分點。2015年是“十三五”的開局之年，我國宏觀經濟調速換擋，進入發(fā)展新常態(tài)，增長方式發(fā)生轉變，當年全社會用電量5.69萬億千瓦時，增速回落至0.96%，為多年來最低值。2016年后產業(yè)結構加快升級，全社會用電量增速回升，2019年全社會用電量增速增長至4.47%。2020年因突如其來的疫情，用電需求再次受到影響，隨著經濟在第二季度實現(xiàn)恢復性增長，全社會用電量增速回升，全年增速達到3.1%。
2020年各季度全社會用電量增速分別為-6.5%、3.9%、5.8%、8.1%。用電量季度變化整體趨勢反映出隨著疫情得到有效控制以及國家逆周期調控政策逐步落地，復工復產、復商復市持續(xù)取得明顯成效，國民經濟持續(xù)穩(wěn)定恢復。
2021年是“十四五”規(guī)劃的開局之年、全面建設社會主義現(xiàn)代化國家新征程的開啟之年。疫情變化和外部環(huán)境存在諸多不確定性，國內外經濟環(huán)境復雜，我國經濟面臨轉型升級的重要任務，能源發(fā)展也將進入關鍵期。在2020年低基數(shù)情況下，預計2021年全國電力供需總體平衡、局部地區(qū)高峰時段電力供應偏緊甚至緊張。2021年全社會用電量增速前高后低，全年增長6%～7%。
2.第一產業(yè)和居民用電拉動作用明顯，電力消費結構持續(xù)優(yōu)化
2020年，第二、三產業(yè)用電增幅較小。分產業(yè)看，第一產業(yè)用電量859億千瓦時，同比增長10.2%，是唯一實現(xiàn)兩位數(shù)增長的產業(yè)。第二產業(yè)用電量51215億千瓦時，同比增長2.5%。第三產業(yè)用電量12087億千瓦時，同比增長1.9%。城鄉(xiāng)居民生活用電量10950億千瓦時，同比增長6.9%。
注：2018年3月，國家統(tǒng)計局《關于修訂<三次產業(yè)劃分規(guī)定（2012）>的通知》明確將“農、林、牧、漁服務業(yè)”調整到第三產業(yè)后，再更名為“農、林、牧、漁專業(yè)及輔助性活動”，電力行業(yè)按照最新的標準開展行業(yè)統(tǒng)計工作，為保證數(shù)據(jù)可比，2017年之后的數(shù)據(jù)已根據(jù)新標準重新分類
二、三產業(yè)用電增速分別為2.5%、1.9%，增速較2019年分別下降1.3、7.6個百分點。2020年第二產業(yè)各季度用電量增速分別為-8.8%、3.3%、5.8%、7.6%，復工復產拉動各季度增速持續(xù)回升。工業(yè)用電恢復成為拉動用電量增長的重要力量。2020年三、四季度，高技術及裝備制造業(yè)用電增速大幅攀升，拉動全社會用電量快速增長。第三產業(yè)各季度用電量增速分別為-8.3%、0.5%、5.9%、8.4%，隨著復商復市的持續(xù)推進，第三產業(yè)用電量增速逐季上升。比較突出的是，信息傳輸/軟件和信息技術服務業(yè)用電量同比增長23.9%。得益于大數(shù)據(jù)、云計算、物聯(lián)網等新技術快速推廣應用，促進了線上產業(yè)的高速增長。
一產和城鄉(xiāng)居民生活用電增速有所回升，分別為10.2%、6.9%，較2019年分別提升6、1.2個百分點。2020年，第一產業(yè)各季度用電量增速分別為4.0%、11.9%、11.6%和12.0%，連續(xù)三個季度的增速超過10%。第一產業(yè)用電量的快速增長主要受益于農網改造升級、鄉(xiāng)村用電條件改善、電能替代、脫貧攻堅帶動鄉(xiāng)村發(fā)展等，第一產業(yè)用電潛力得到釋放。城鄉(xiāng)居民生活用電量在第二、四季度快速增長。各季度增速分別為3.5%、10.6%、5.0%、10.0%。
在全社會用電量保持平穩(wěn)增長同時，電力消費結構正日趨優(yōu)化。第二產業(yè)用電比重逐步收縮，第三產業(yè)、居民用電比重逐步增大。隨著新興服務業(yè)進一步快速發(fā)展和城鄉(xiāng)居民生活水平的提高，用電結構將進一步向三產和居民用電傾斜。
2020年西部地區(qū)用電增速領先，東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量增速分別為2.1%、2.4%、5.6%、1.6%。全國共有27個?。▍^(qū)市）用電量為正增長，其中，云南、四川、甘肅、內蒙古、西藏、廣西、江西、安徽等8個?。▍^(qū)）增速超過5%。
3.水電、核電設備利用小時同比提升
2020年，全國6000千瓦及以上電廠發(fā)電設備累計平均利用小時為3758小時，同比減少70小時。其中，水電設備平均利用小時為3827小時，同比增加130小時。核電設備利用小時7453小時，同比提高59小時?；痣娫O備平均利用小時為4216小時，同比減少92小時。從全國發(fā)電設備平均利用小時來看，近十年總體呈下滑之勢，2018年有所回升。2015年開始，全國發(fā)電設備平均利用小時數(shù)持續(xù)降落至4000小時以內。
2020年水電設備利用小時數(shù)為歷年來首次突破3800小時。據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2020年，全國主要流域棄水電量約301億千瓦時，水能利用率約96.61%，較上年同期提高0.73個百分點，棄水狀況進一步緩解。
火電設備利用小時數(shù)中煤電4340小時，同比降低89小時。伴隨輸配電能力的增強，跨區(qū)域送電量規(guī)模快速增長，支撐了一定火電發(fā)電，火電發(fā)電量平穩(wěn)增加，但在總發(fā)電量中占比繼續(xù)下降。受電力供需區(qū)域性差異以及可再生能源上網電量擠占影響，火電機組利用效率仍舊偏低。2020年新基建加速發(fā)展，部分特高壓投產，煤電的定位由主體電源向基礎性電源轉變，提供更多的調峰調頻服務。2020年各地的電力容量市場、電力輔助服務市場的建立和完善，也將為煤電定位的轉變提供政策支持。
4.主要能耗指標持續(xù)下降，超低排放煤電機組9.5億千瓦
供電標準煤耗持續(xù)下降。據(jù)國家能源局發(fā)布的數(shù)據(jù)，2020年全國供電標準煤耗305.5克/千瓦時，同比再降0.9克/千瓦時，十年累計下降了23.5克/千瓦時。我國燃煤機組煤耗已連續(xù)四年優(yōu)于《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中“燃煤發(fā)電機組經改造平均供電煤耗低于310克標準煤/千瓦時”的規(guī)劃目標。
全國線損率再創(chuàng)新低。據(jù)國家能源局發(fā)布的數(shù)據(jù)，2020年全國線損率5.62%，同比下降0.31個百分點，繼續(xù)保持在6%以下，已經達到《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中“到2020年，電網綜合線損率控制在6.5%以內”的目標。通過電網設施改造更新等技術手段，以及更加科學的管理考核等諸多措施，全國線損率十年累計降低0.9個百分點。在全社會用電量超過7.5萬億千瓦時的情況下，這一成績單相當于每年節(jié)約用電676億千瓦時。
電力行業(yè)污染物排放持續(xù)下降。燃煤電廠超低排放改造持續(xù)推進，全國超低排放煤電機組累計達9.5億千瓦。據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，2019年，煙塵排放總量同比下降14.29%，二氧化硫排放總量下降10.1%，氮氧化物排放總量下降3.13%。近十年來，污染物排放下降明顯。
電能替代再創(chuàng)新高。2020年，國家電網實現(xiàn)電能替代電量超過2000億千瓦時，終端電氣化水平達到27%。南方電網實現(xiàn)電能替代電量314億千瓦時，其中廣東207億千瓦時。“十三五”期間全國電能替代規(guī)模超過8000億千瓦時，占新增用電規(guī)模的44%。
三、電力基建
1.電力總投資同比增長9.6%，為近十年最高水平
據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2020年全國電源基本建設投資完成5244億元，電網基本建設投資完成4699億元，兩項合計投資達到9943億元，同比增長9.6%。這是在2016～2018年投資接連收縮后的第二年增長
從近十年數(shù)據(jù)來看，電力投資總體呈增長態(tài)勢，“十二五”期間年均投資約為7800億元，“十三五”期間年均投資約為8800億元。2020年是近十年電力投資的最高水平，2012年電力投資7393億元為近十年最低。
2.電力投資結構再次調整，網源投資差距繼續(xù)縮小
2020年全國電源基本建設投資占電力投資比重的53%，較上一年增加8個百分點；電網基本建設投資占電力投資的比重為47%，較上一年降低8個百分點。
近十年來，電力投資結構出現(xiàn)較大變化。“十二五”前三年電源投資雖略高于電網投資，但二者占比相當；自2014年起，電網投資持續(xù)增長，2018年電網投資接近電源投資近2倍，達到歷史峰值；2019年二者的差距縮小，為952億元，2020年二者的差距繼續(xù)縮到500余億元。
據(jù)部分發(fā)電集團的“十四五”新能源裝機規(guī)劃數(shù)據(jù)，未來全國風能、太陽能、生物質能等非化石能源的投資和開發(fā)力度會提速，帶動上下游及電網投資增長。新基建的重點領域，新能源汽車充電樁投資力度會繼續(xù)加大，也將帶動電網投資以及車網協(xié)同發(fā)展。
3.新能源投資大幅上揚，火電投資連續(xù)五年下滑
2020年全國電源基本建設投資完成5244億元，同比增長29.2%，可再生能源投資大幅上漲。其中，水電投資1077億元，同比增長19.0%；風電投資2618億元，同比增長70.6%，投資受到2020年風電光伏平價上網項目的拉動；火電投資553億元，同比下降27.3%，降幅進一步擴大，這與能源轉型、嚴控新增煤電投資政策及煤電投資回報下降關系較大；核電投資378億元，同比降低22.6%，成為近十年的最低水平，與2008年投資額同在400億元內。
近十年來，電源投資結構也出現(xiàn)明顯變化，其中，火電投資有五年占比排名第一，水電有二年占比第一，風電有二年占比第一。
4.電網投資同比降低6.2%，為“十三五”期間最低水平
2020年全國電網基本建設投資完成4699億元，投資持續(xù)減少，同比降低6.2%，較2019年降低313億元，成為“十三五”期間最低投資額，與“十二五”末電網投資額相當?；乜唇?，電網投資呈現(xiàn)倒V形，“十二五”期間整體呈上升趨勢，“十三五”期間整體呈下降趨勢。
2020年全國新增220千伏及以上變電設備容量22288萬千伏安，比上年少投產1526萬千伏安，同比減少6.4%；全國新增220千伏及以上輸電線路回路長度3.5萬千米，與上年投產量相當，同比減少2.5%；新增直流換流容量5200萬千瓦，比上年多投產3000萬千瓦，同比上升136.4%。
截至2020年底，全國220千伏及以上變電設備容量達到452810萬千伏安，同比增長為4.9%；全國220千伏及以上輸電線路回路長度達到79.4萬千米，同比增長4.6%。我國共成功投運“十四交十六直”30個特高壓工程，跨省跨區(qū)輸電能力達1.4億千瓦。
近年來電網投運規(guī)模增速保持在較低水平，220千伏及以上變電設備容量、輸電線路回路長度增速均在5%以內。新增規(guī)模波動幅度不大，基本保持近幾年平均水平，變電設備增量持續(xù)超過2億千伏安，輸電線路回路長度增長超過3.5萬千米。
特高壓建設方面，2020年，山東-河北環(huán)網、張北-雄安、蒙西-晉中、駐馬店-南陽（配套）、烏東德-廣東、廣西（簡稱“昆柳龍直流工程”）、青海-河南等特高壓線路建成投運。至2020年，我國共建成投運30條特高壓線路。其中，國網共26條特高壓，分為14條交流特高壓和12條直流特高壓；南網有4條直流特高壓。此外，云貴互聯(lián)通道工程、阿里與藏中電網聯(lián)網工程等重點項目也已建成投產。
2020年全國供電服務質量穩(wěn)步提升。上半年全國平均供電可靠率99.8869%，同比上升0.0323個百分點；用戶平均停電時間4.94小時/戶，同比減少1.38小時/戶，其中故障平均停電時間2.45小時/戶，預安排平均停電時間2.49小時/戶。上半年城市地區(qū)平均供電可靠率99.9554%，用戶平均停電時間1.95小時/戶；農村地區(qū)平均供電可靠率99.8614%，用戶平均停電時間6.05小時/戶。
2020年，“獲得電力”服務水平持續(xù)提升，用電營商環(huán)境持續(xù)優(yōu)化。在全球190個經濟體中，我國營商環(huán)境排名連續(xù)大幅躍升，2019年排至第31位，其中“獲得電力”排名由2018年的98位躍升至第12位，被世界銀行評價為“已接近或位于全球最佳實踐的前沿”。
四、電力體制改革
我國已初步形成在空間范圍上覆蓋區(qū)域、省級，在時間周期上覆蓋年度、月度、月內的中長期交易及日前、日內實時電力現(xiàn)貨交易，在交易標的上覆蓋電能量、輔助服務、可再生能源消納權重等交易品種的市場體系結構。2020年，我國電力市場參與主體不斷增多，電力市場化交易規(guī)模及占比持續(xù)擴大，交易機構股份制改造取得積極進展，市場開放度顯著提升，市場活力進一步釋放。
1.輸配電價監(jiān)管體系基本完善
2020年1月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《區(qū)域電網輸電價格定價辦法》和《省級電網輸配電價定價辦法》。據(jù)此定價辦法，在完善定價制度、嚴格成本監(jiān)審的基礎上，9月核定了第二監(jiān)管周期5個區(qū)域電網輸電價格，制定出臺了省級電網第二監(jiān)管周期輸配電價，印發(fā)了《關于核定2020～2022年區(qū)域電網輸電價格的通知》《關于核定2020～2022年省級電網輸配電價的通知》，考慮到2020年應對疫情降電價（電費）的影響，新的輸配電價從2021年起執(zhí)行。這標志著我國輸配電價監(jiān)管體系基本完善。與第一監(jiān)管周期相比，第二監(jiān)管周期輸配電價核定在諸多方面取得了重要突破，表現(xiàn)為“一個全面、三個首次”，即全面完善了定價規(guī)則，規(guī)范了定價程序，實現(xiàn)了嚴格按機制定價；首次實現(xiàn)了對所有省級電網和區(qū)域電網輸配電價核定的一次性全覆蓋，首次核定了分電壓等級理論輸配電價，首次將“網對網”外送輸電價格納入省級電網核價。
2.電力交易機構股份制改造提速
2020年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關于推進電力交易機構獨立規(guī)范運行的實施意見》，明確電力交易機構單一股東持股比例不得超過50%。截至2020年7月，國家電網公司經營區(qū)內北京電力交易中心和27家省級電力交易機構全部完成股份制改造，28家電力交易機構共引入非電網企業(yè)股東超過240家，四成電力交易機構引入民營企業(yè)參股，國家電網公司對28家電力交易機構的持股比例全部降至80%以下。其中，北京電力交易中心增資協(xié)議簽約，引入10家投資主體，國家電網公司股權被稀釋至70%。
2020年9月，廣州電力交易中心有限責任公司增資項目在北京產權交易所正式披露。本次增資完成后，南方電網公司持股比例約為39%，南方五省區(qū)政府出資企業(yè)持股比例約39%，新進不超過7家投資者合計持股不超過22%。廣州電力交易中心有望成為全國首家實現(xiàn)電網企業(yè)持股比例低于50%的電力交易機構。
3.電力中長期交易規(guī)則更加完善
2020年6月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《電力中長期交易基本規(guī)則》，對2016年發(fā)布的《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》進行了修訂，重點從市場準入退出、交易組織、價格機制、安全校核、市場監(jiān)管和風險防控等方面進行補充、完善和深化，新增“配售電企業(yè)、儲能企業(yè)”等市場成員，新增月內（多日）交易周期，提出“滾動撮合交易”這一交易方式和“允許探索容量市場和容量補償機制的設計”，用戶側購電價格增加了輔助服務費用，豐富了交易周期、交易品種和交易方式，優(yōu)化了交易組織形式，提高了交易的靈活性和流動性。
4.電力現(xiàn)貨市場開展長周期結算試運行
繼2019年全國首批8個電力現(xiàn)貨市場建設試點全部啟動結算試運行之后，2020年，試點連續(xù)結算試運行的周期進一步拉長，同時相關配套規(guī)則進一步完善。2020年3月底，國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司聯(lián)合印發(fā)《關于做好電力現(xiàn)貨市場試點連續(xù)試結算相關工作的通知》。4月30日，甘肅電力現(xiàn)貨市場結算試運行在穩(wěn)定有序運行43天后退出，率先完成長周期結算試運行。6～7月，福建實現(xiàn)全月連續(xù)結算試運行。8月，山西、南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場開展了首次全月結算試運行，標志著試點走向實際現(xiàn)貨市場運行更近一步。其中，南方（以廣東起步）試點是全國唯一實現(xiàn)發(fā)用兩側同時參與的市場，與其他7個試點有顯著區(qū)別。11月，山東實現(xiàn)全月結算試運行，并試行容量補償電價，取得了初步效果。
5.電力輔助服務市場實現(xiàn)全國全覆蓋
2020年，全國范圍基本建立電力輔助服務市場機制，完成《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》主要目標。一是覆蓋范圍進一步擴大，實現(xiàn)全國全覆蓋。區(qū)域省間輔助服務市場方面，國網經營區(qū)內除西南區(qū)域外，其他五個區(qū)域相繼出臺了區(qū)域省間輔助服務市場運營規(guī)則，其中，華中電力調峰輔助服務市場4月首次開展調電結算試運行。南方區(qū)域統(tǒng)一調頻輔助服務市場系統(tǒng)于11月17日正式投入運行，是全國首個上線運行的區(qū)域調頻市場系統(tǒng)，該調頻市場預計年底啟動試運行。省內輔助服務市場方面，國網經營區(qū)內除上海、四川、西藏三省市外，其余省份均出臺了輔助服務市場運營規(guī)則。4月，福建調頻輔助服務市場在試運行一年后轉入正式運行。5月，湖南省電力輔助服務市場啟動模擬運行。6月，《湖北電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》印發(fā)。11月，《江西省電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》印發(fā)；國家能源局華北監(jiān)管局修訂《河北南網電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則》。二是市場參與主體日趨多元。河北、浙江、安徽等13個省級和1個區(qū)域級市場明確了需求側響應資源和儲能的市場主體地位。三是主要為調峰輔助服務，部分省市開展了調頻輔助服務和備用輔助服務。五個區(qū)域全部開展了省間調峰輔助服務市場，湖南省開發(fā)了適應湖南電網的深度調峰交易、啟停調峰交易、旋轉備用交易和緊急短時調峰交易四個交易品種。
6.增量配電改革穩(wěn)步前行
自增量配電改革啟動以來，國家發(fā)展改革委、國家能源局分五批次明確了459個試點，其中，國網范圍內試點483個，陸續(xù)發(fā)布二十余份文件，從項目業(yè)主確定、配電區(qū)域劃分、增量配電網投資建設與運營、部分試點退出等多方面予以指導和規(guī)范，并展開項目督查，但總體看，增量配電業(yè)務雖穩(wěn)步前行，取得初步成效，但總體效果不及預期。網對網的身份與電價、調度、存量資產處置、難以接入電源等問題制約項目試點落地。據(jù)《2020年增量配電發(fā)展研究白皮書》統(tǒng)計，在前四批404個試點中，取消24個試點、202個試點確定招標方式、250個試點確定業(yè)主、118個試點公布股比、150個試點確定供電范圍、138個試點取得電力業(yè)務許可證（供電類）。
1.國家統(tǒng)計局發(fā)電量數(shù)據(jù)統(tǒng)計口徑為全部工業(yè)企業(yè)，與中電聯(lián)采用全口徑統(tǒng)計存在數(shù)據(jù)差異。
2.火電包括燃煤發(fā)電量，燃油發(fā)電量，燃氣發(fā)電量，余熱、余壓、余氣發(fā)電量，垃圾焚燒發(fā)電量，生物質發(fā)電量。
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