7月5日，国网福建电力今年18项迎峰度夏电网工程全部竣工投产。
今后输电网发展关注的重点，应当是如何应对能源转型带来的挑战、如何保障能源转型顺利进行等问题。输配分开后，输电网企业作为一个服务型公共事业企业，不用再为营业收入、利润等问题操心，必然会自觉站在国家立场上履行职责，以社会效益最大化为目标，实事求是、高水平解决输电网在能源转型中遇到的所有问题，主动做好为实体经济和电力市场服务的工作，全力支持配电网的六化建设。
厂网一体则是指作为竞争性的配电网企业，可以根据自身的情况，在配电网內一体化建设和经营分布式电源，这是具有市场主体地位的竞争性企业的权利，也是促进能源互联网及配电网六化建设的需要。b、动态保持全网以及各区域电网的电力平衡，构筑保障电网安全稳定运行的三道防线。当然，按照有利于配电网低碳化、有利于电网安全运行的要求，配电网企业在其网內经营的电源不能是常规火电，单台机组容量需控制在技术上能够被配电网最高等级电压接受的范围内（新建常规火电单机容量均不低于600MW，一般应接入500千伏电网，属于厂网分开电源）。在一些地区输电网的进一步扩展不仅不再需要，而且还可能会进行收缩性调整。总之，输配分开后配电网企业会更加接地气，不仅能为服务地方经济发展作出更大贡献，也有能力承担起相关的社会责任。
但在实践中人们的认识并不一致，甚至相互矛盾。显然，电网体制改革如果只停留在主辅分离，或者区域电网体制的方案上，不进行输配分开改革，这些任务是根本不可能完成的。其中,水电13021亿千瓦时，比上年增长5.7%（抽水蓄能319亿千瓦时，比上年下降3.0%）。
其中，全国主要电网企业指国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、陕西省地方电力（集团）有限公司。2020年―2035年，是我国基本实现社会主义现代化时期，电气化进程加速发展。申请涉外专利1406项，授权904项，有效3253项。其中，水电完成投资839亿元，比上年增长19.8%。
全国火电厂单位发电量耗水量1.21千克/千瓦时，比上年下降0.02千克/千瓦时。调峰弃水电量比上年减少12.1%。
单位发电量二氧化碳排放约577克/千瓦时，比上年下降15克/千瓦时。加快建设能源互联网，提高电网互济能力，共享备用资源，减缓最高负荷增速，可以带来巨大的经济社会效益。这一时期，通过有序发展水电、加快发展抽水蓄能、适度加快发展气电、安全发展先进核电、合理发展新能源发电、用好煤电托底保供和调节作用，电源结构更加优化，电力系统更加安全。（注3）数据来源为国家电网公司和南方电网公司统计口径。
核电完成投资382亿元，比上年下降14.5%。全国跨区输电能力达到14815万千瓦（跨区网对网输电能力13481万千瓦。火电118957万千瓦，比上年增长4.0%（煤电104063万千瓦，比上年增长3.2%。其中，供电煤耗降低对电力行业二氧化碳减排贡献率为37.0%，非化石能源发展贡献率为61.0%。
2019年国务院，国家发展和改革委员会、国家能源局等政府部门出台了一系列政策文件，内容涉及建立以信用为基础的新型监管机制、完善失信联合惩戒认定―发布―推送―惩戒―修复全流程闭环管理制度、推动公共信用综合评价落地等多个方面，进一步健全社会信用工作机制，积极有效引导行业企业共同构建诚信营商环境。以交易的结算口径统计。
预计2020年全国发电新增装机容量1.2亿千瓦，其中，非化石能源发电装机投产约8900万千瓦，约占全部发电新增装机的四分之三。2019年，非化石能源发电量23927亿千瓦时，比上年增长10.6%，占总发电量的32.7%，比重比上年提高1.7个百分点。
电网企业利润总额持续下降，在上年下降24.3%的基础上再下降4.9%，亏损企业亏损额为145亿元，比上年增长22.6%。截至2019年底，共完成321项电力标准英文版翻译工作，初步形成了工程建设标准英文版体系，基本满足电力企业在国外工程建设中所需中国标准英文版的需求。我国电力交易机构股权结构进一步多元。对全国除西藏以外的30个省份省级电网和华北、华东、东北、西北、华中5个区域电网全面开展第二监管周期输配电成本监审，全面提升监审的科学化、规范化水平。2019年，全年累计完成替代电量2065.55亿千瓦时（注3）,比上年增长32.6%。电力投资与建设2019年，全国新增发电装机容量10500万千瓦，比上年少投产2285万千瓦。
其中，水电35804万千瓦，比上年增长1.5%（抽水蓄能3029万千瓦，比上年增长1.0%）。八个试点省份开展试运行，其他省份上报了电力现货建设方案和时间表。
自成立以来，全球能源互联网发展合作组织发挥专业优势和平台作用，推进一带一路电力互联示范项目落地和中非能源合作机制创新。2019年，全国单位火电发电量二氧化碳排放约838克/千瓦时，比上年下降3克/千瓦时。
全国电力供需形势总体平衡，东北和西北区域电力供应能力富余，部分省级电网在局部时段采取了有序用电措施。涌现出一批国内国际领先的科研成果。
其中，全国工（农）业生产制造领域完成替代电量1303.0亿千瓦时，约占总替代电量的63.1%。预计截至2020年底，非化石能源发电装机将达到9.3亿千瓦左右，占总装机容量比重上升至43.6%。电力投资企稳回升，特高压投资占比继续提高，新能源汽车充电桩成为投资新增长点。火电50465亿千瓦时，比上年增长2.5%（煤电45538亿千瓦时，比上年增长1.6%。
2019年，全年新增交流110千伏及以上输电线路长度和变电设备容量57935千米和31915万千伏安，分别比上年增长1.7%和2.9%。新增火电4423万千瓦（新增煤电3236万千瓦，新增气电630万千瓦）。
新增并网风电和太阳能发电装机容量分别为2572万千瓦和2652万千瓦。中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）显示，2019年全年综合价平均价格576元/吨，比上年降低19元/吨，但仍然超过绿色区间上限。
火电6.03%，比上年提高0.08个百分点）。通过统筹源网荷储发展，推进发展集中式与分布式相结合的清洁能源供能方式，进一步增强能源资源的市场化配置能力，电力可持续保供能力将不断提升。
展望未来，中国经济长期向好的基本面和内在向上的趋势没有改变，经济内在韧性强劲，工业化、城镇化持续推进，电力行业服务经济、社会发展任务依然艰巨。2019年，中国主要电力企业对外直接投资项目共32个，投资金额42.6亿美元，比上年下降26.4%。其中，燃煤机组等效可用系数92.79%，比上年提高0.53个百分点。核电4874万千瓦，比上年增长9.1%。
预计2020年全年全社会用电量7.38―7.45万亿千瓦时，增长2%―3%。气电104亿元，比上年下降26.4%）。
2019年，全国全口径发电量为73266亿千瓦时，比上年增长4.7%，增速比上年降低3.6个百分点。截至2019年底，达到超低排放限值的煤电机组约8.9亿千瓦，约占全国煤电总装机容量86%。
截至2019年底，电力标准共有3578项（电力国家标准552项，电力行业标准2787项，中电联标准239项）。2019年，国家密集出台了加快推进增量配电业务改革的多项政策与措施，取消了前三批不具备试点条件的项目，公布了第四批试点项目名单，开启了第五批试点项目申报程序。
