中国电力行业年度发展报告2020.docx

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《中国电力行业年度发展报告2020》

6月12日，中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）发布《中国电力行业年度发展报告2020》（简称“《报告2020》”）。

　　2006年以来，中电联以电力行业统计与调查数据为依托，以企业和相关机构提供的资料为补充，按年度组织编制和第一时间发布《中国电力行业年度发展报告》，力求全面、客观、准确反映电力行业发展与改革情况及行业数据，是具有鲜明品牌特征的、权威性的行业工具书之一，为政府、企业、社会提供了重要信息。

　　《报告2020》共14章，全面反映2019年电力相关政策、电力消费、投资与建设、生产与供应、电力改革与市场建设、电力新业态、安全生产和可靠性、标准化、绿色发展、科技与信息化、企业发展与经营、国际交流与合作现状，并对电力发展进行展望，同时在附录列出了2019年电力行业大事记以及行业发展运行、电价、电力生产建设、大型电力企业发展经营等相关数据。

　　《报告2020》显示，2019年，电力行业以习近平新时代中国特色社会主义思想为指引，遵循“四个革命、一个合作”的能源安全发展新战略，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，坚持以供给侧结构性改革为主线，加大电力结构调整力度，着力推进煤炭清洁高效利用，合理发展可再生能源，提高电力绿色低碳发展水平;加快建设能源互联网，提高终端能源电气化水平;深化电力体制改革，加快推进电力市场建设;电力科技创新加快推进，标准化建设取得显著成效;构建全球能源互联网成为全球共识和行动,电力国际合作进一步深化。

全年全国电力生产平稳运行，电力供需总体平衡，部分省份采取有序用电措施，电力系统运行安全可靠，电力高质量发展取得新进展。

　　电力消费与生产供应

　　2019年，全国全社会用电量72486亿千瓦时

（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

（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（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（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（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