中国电力行业年度发展报告2020

中国电力行业年度发展报告2020先上表，建议收藏！电力消费与生产供应2019年，全国全社会用电量72486亿千瓦时（注1），比上年增长4.4%，增速比上年回落4.0个百分点；全国人均用电量5186千瓦时/人，比上年增加241千瓦时/人；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。

截至2019年底，全国全口径发电装机容量201006万千瓦，比上年增长5.8%。

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%）；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%；气电9024万千瓦，比上年增长7.7%）；核电4874万千瓦，比上年增长9.1%；并网风电20915万千瓦，比上年增长13.5%；并网太阳能发电20418万千瓦，比上年增长17.1%。

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。

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%）；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%；气电2325亿千瓦时，比上年增长7.9%）；核电3487亿千瓦时，比上年增长18.2%；并网风电4053亿千瓦时，比上年增长10.8%；并网太阳能发电2237亿千瓦时，比上年增长26.4%。

截至2019年底，初步统计全国电网35千伏及以上输电线路回路长度194万千米，比上年增长3.4%；全国电网35千伏及以上变电设备容量65亿千伏安，比上年增长7.6%；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；跨区点对网送电能力1334万千瓦）。

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，新增水电445万千瓦（新增抽水蓄能30万千瓦）；新增火电4423万千瓦（新增煤电3236万千瓦，新增气电630万千瓦）；新增核电409万千瓦；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。

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%。

全年新投产4条特高压输电线路，其合计输电线路长度和变电容量分别为5432千米和3900万千伏安。

2019年，全国主要电力企业合计完成投资（注2）8295亿元，比上年增长1.6%。

全国电源工程建设完成投资3283亿元，比上年增长17.8%。

其中，水电完成投资839亿元，比上年增长19.8%；火电完成投资634亿元，比上年下降19.4%（煤电506亿元，比上年下降21.4%；气电104亿元，比上年下降26.4%）；核电完成投资382亿元，比上年下降14.5%；风电完成投资1244亿元，比上年增长92.6%。

全国电网工程建设完成投资5012亿元，比上年下降6.7%。

其中，直流工程249亿元，比上年下降52.1%；交流工程4411亿元，比上年下降4.4%，占电网总投资的88.0%。

电力绿色发展截至2019年底，全国全口径非化石能源发电装机容量84410万千瓦，比上年增长8.8%，占总装机容量的42.0%，比重比上年提高1.2个百分点。

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。

2019年，初步统计，全国完成跨区送电量0.5万亿千瓦时，比上年增长12.2%；跨省送电量1.4万亿千瓦时，比上年增长11.4%。

2019年，国家电网经营区域新能源利用率为96.8%，比上年提高2.7个百分点，新能源发电量及其利用率比上年双提升；调峰弃水电量比上年减少12.1%。

南方电网经营区域弃风率、弃光率均为0.2%；云南弃水电量减少90%。

新能源消纳情况持续好转。

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%。

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%；居民取暖、交通运输、能源生产供应与消费等领域电能替代也在快速推广，约占总替代电量的31.9%，替代电量逐年提高。

2019年，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗306.4克/千瓦时，比上年降低1.2克/千瓦时；全国6000千瓦及以上电厂厂用电率4.70%，比上年提高0.01个百分点（水电0.24%，比上年下降0.01个百分点；火电6.03%，比上年提高0.08个百分点）；全国线损率5.93%，比上年下降0.34个百分点。

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；粉煤灰、脱硫石膏综合利用率分别为72%、75%，均比上年提高1个百分点，综合利用量持续增加。

2019年，全国电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别约为18万吨、89万吨、93万吨，分别比上年下降约12.2%、9.7%、3.1%；单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放约0.038克/千瓦时、0.187克/千瓦时、0.195克/千瓦时，分别比上年下降0.006克/千瓦时、0.024克/千瓦时、0.011克/千瓦时。

单位火电发电量废水排放为54克/千瓦时，比上年下降3克/千瓦时。

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%。

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；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。

以2005年为基准年，从2006年到2019年，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放约159.4亿吨，有效减缓了电力行业二氧化碳排放总量的增长。

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%。

电力生产安全与可靠性2019年，全国未发生重大以上电力人身伤亡事故，没有发生水电站大坝漫坝、垮坝事故以及对社会有较大影响的电力安全事件。

电力安全生产事故起数连续三年下降，电力建设领域安全状况明显好转，电力设备事故总量显著减少，大部分监管区域安全状况稳定。

2019年，全国电力可靠性继续保持较高水平。

发电方面，纳入电力可靠性统计的各类发电机组等效可用系数均达到90%以上。

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；燃气-蒸汽联合循环机组等效可用系数92.37%，比上年降低0.1个百分点；水电机组等效可用系数92.58%，比上年提高0.28个百分点；核电机组等效可用系数91.01%，比上年降低0.83个百分点。

输变电方面，架空线路、变压器、断路器三类输变电主要设施的可用系数分别为99.453%、99.641%、99.873%，架空线路可用系数比上年提高0.124个百分点，变压器和断路器可用系数比上年降低0.100和0.035个百分点。

直流输电系统合计能量可用率86.165%，比上年降低5.893个百分点，合计能量利用率46.44%，比上年提高2.33个百分点。

供电方面，全国平均供电可靠率99.843%，比上年提高0.023个百分点；用户平均停电时间13.72小时/户，比上年降低2.03小时/户；用户平均停电频率2.99次/户，比上年降低0.29次/户。

电力企业经营截至2019年底，根据国家统计局统计，全国规模以上电力企业资产总额151253亿元，比上年增长5.4%，增速比上年提高2.8个百分点。

其中，电网企业资产总额比上年增长9.9%；发电企业资产总额比上年增长2.2%（火电企业资产总额比上年下降0.3%）。

2019年，规模以上电力企业负债总额87989亿元，比上年增长1.8%，增速比上年提高1.1个百分点。

其中，电网企业负债总额比上年增长6.3%；发电企业负债总额比上年下降0.5%（火电、水电企业负债总额分别比上年下降3.8%、3.7%）。

2019年，规模以上电力企业利润总额3834亿元，比上年增长18.1%。

2019年，各方继续落实国家一般工商业平均电价再降低10%的要求，全年降低企业用电成本846亿元。

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%。

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。

在市场化交易规模持续扩大、国家推进降电价等形势下，大型发电集团煤电业务继续总体亏损，煤电企业亏损面仍接近50%。

风电、太阳能发电利润增速分别为3.5%和7.3%，但多数企业由于补贴不及时、不到位，企业账面利润短期内难以转化为现金流,导致资金周转困难。

电力市场化改革2019年，国家发展和改革委员会出台了《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，提出合理设计电力现货市场建设方案、统筹协调电力现货市场衔接机制、建立健全电力现货市场运营机制、强化提升电力现货市场运营能力、规范建设电力现货市场运营平台和建立完善电力现货市场配套机制，电力现货市场顶层设计进一步完善。

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。

2019年，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量（注4）28344亿千瓦时，比上年增长37.2%。

其中，全国电力市场电力直接交易电量（注5）合计21771.4亿千瓦时，占全社会用电量的30.0%，占电网企业销售电量的36.8%。

全国电力市场化交易规模再上新台阶。

截至2019年底，北京电力交易中心举行增资协议签约仪式，共引入10家投资者，新增股东持股占比30%。

此外，国家电网区域24家省级交易机构均已出台股份制改革方案，22家增资扩股实施方案已报国务院国资委审批，6家交易机构增资方案获得国务院国资委批复，实现进场挂牌。

我国电力交易机构股权结构进一步多元。

2019年，国家发展和改革委员会修订颁布了《输配电定价成本监审办法（试行）》，在强化成本监审约束和激励作用、细化成本监审审核方法和规范成本监审程序要求三个方面进行了完善，助推电网企业加强内部管理、降本增效；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，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；就项目业主确定、增量和存量范围界定、做好增量配网规划工作、规范增量配电网的投资建设与运营等一系列共性问题给出了指导性意见。