2017年电力行业整体运行概况
2017年，全国全社会用电量达到6.3万亿千瓦时，同比增长6.6%，增速较2016年提高1.6个百分点。这一回暖主要由第二产业用电反弹拉动，其中黑色、有色金属冶炼等高耗能行业贡献突出。与此同时，全国发电装机容量突破17.7亿千瓦，火电装机占比仍超60%，但新增装机中新能源占比首次过半，光伏、风电合计新增装机约6800万千瓦。
电力体制改革进入深水区：六大核心动作
1. 输配电价改革全覆盖
2017年6月底，省级电网输配电价改革全面完成，32个省级电网全部独立核定准许收入。改革后，电网企业盈利模式由“购销价差”变为“准许成本+合理收益”，平均输配电价较此前购销价差下降约1分/千瓦时。
2. 售电侧放开加速
全国注册售电公司突破3000家，广东、江苏、山东等省份月度竞价电量规模屡创新高。以广东为例，全年市场化交易电量达1157亿千瓦时，占省内售电量比例超过30%，度电平均降价6.7分。
3. 增量配电试点两批落地
国家发改委、能源局分两批批复195个增量配电业务改革试点，引入社会资本控股项目占比超过50%。典型如重庆两江新区试点，由国网、华能、地方国资共同组建混合所有制公司，配电价格较目录电价低5%以上。
4. 煤电去产能与灵活性改造并行
全年淘汰煤电落后产能650万千瓦，同时完成2.2亿千瓦煤电机组灵活性改造，提升调峰能力约1500万千瓦。这一政策直接缓解了“三北”地区弃风弃光问题，2017年弃风率同比下降5.3个百分点。
5. 跨省跨区输电价格机制破冰
宁东-浙江、晋北-江苏等特高压工程首次采用“两部制”输电价格，容量电费由受端省份用户分摊，电量电费按实际输送量结算。该机制使西北新能源外送经济性提升10%以上。
6. 绿证与碳市场衔接启动
2017年7月绿证自愿认购平台上线，风电、光伏项目可核发绿证并交易。截至年底，累计核发绿证超800万个，实际认购量仅2.1万个，反映出强制配额机制缺位的瓶颈。
行业痛点：三问三答
问：为何市场化交易电量激增但电价降幅有限？
答：当前交易以“价差传导”模式为主，发电企业让利空间受限于燃料成本。2017年5500大卡动力煤均价638元/吨，同比上涨34%，抵消了大部分改革红利。
问：增量配电改革为何多数项目停滞？
答：三大障碍：①存量资产处置难，电网企业评估价与社会资本预期差距大；②供电区域划分存在争议，如江苏连云港试点因边界重叠延迟半年；③配电价格机制未明确收益保障条款。
问：新能源消纳改善是否可持续？
答：短期看，2018年仍存在反弹风险。根本解决需现货市场+辅助服务市场同步建设，当前仅广东、甘肃等8个试点启动现货市场模拟运行，调峰补偿标准普遍低于0.3元/千瓦时，难以激励灵活性改造。
2018年展望：三大变量决定走向
- 煤炭价格：若长协价稳定在绿色区间（500-570元/吨），发电企业可释放更多让利空间，市场化交易规模有望突破2万亿千瓦时。
- 现货市场试点：首批8个试点需在2018年底前启动结算试运行，若广东、浙江等负荷中心实现日前市场出清，跨省区交易价格信号将显著优化。
- 分布式发电市场化交易：2017年11月发布的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》明确“过网费”按电压等级分级核定，若2018年能落地，将催生“隔墙售电”新模式，直接冲击电网售电业务。
数据背后的冷思考
2017年电力行业看似“量价齐升”，实则分化加剧：五大发电集团火电板块亏损面超60%，而光伏全产业链毛利率仍维持20%以上。这种“冰火两重天”的局面，倒逼传统发电企业加速布局综合能源服务。国家电投在雄安新区率先推出“发配售储”一体化方案，用户侧电价比目录电价低8分，成为行业转型标杆。
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