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中电联发布《中国电力行业年度发展报告2020》
发布者:河南能源网     来源:河南能源网     发布时间:2020/6/13

 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。

  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。2019年全国340家企业参与涉电领域信用评价工作,199家企业取得了电力行业AAA信用等级。

  电力标准化和科技成效

  2019年,经有关政府部门下达中电联归口的电力标准计划503项,批准发布中电联归口的电力标准共321项;中电联发布团体标准111项。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,主要电力企业科技投入资金746.7亿元,其中,电网企业389.9亿元,发电企业139.1亿元,电建企业217.7亿元。主要电力企业申请国内专利40108项,授权28872项,有效153784项;申请涉外专利1406项,授权904项,有效3253项。涌现出一批国内国际领先的科研成果。

  电力国际合作

  向IEC申报《配电网接纳分布式电源承载能力评估导则》等2项国际标准提案并获得通过。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。

  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。全球能源互联网发展顶层设计顺利完成,组织开展近百项全球能源互联网课题研究,面向全球发布26项有影响力的成果,完成了在理论、规划、技术等方面的顶层设计。

  截至2019年底,中国主要电力企业境外累计实际投资总额878.5亿美元,对外工程承包新签合同额累计2848.5亿美元。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%;中国主要电力企业年度新签合同项目129个,合同金额240.9亿美元,比上年减少20.2%。

  电力发展展望

  2020年是全面建成小康社会和“十三五”规划收官之年。受全球新冠肺炎疫情冲击,综合考虑国内外经济形势对电力的影响,预计全国电力供需总体平衡,局部地区高峰时段电力供应偏紧。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%。非化石能源发电新增装机成为新增发电装机主体,电力结构绿色低碳化特征明显。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。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。

  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。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。新旧动能转换,传统用电行业增速下降,高技术及装备制造业和现代服务业将成为用电增长的主要推动力量;新型城镇化建设,推动电力需求刚性增长,未来西部地区用电比重将有所提高,东中部地区仍是我国的用电负荷重心;预计“十四五”期间电能替代规模超过5000亿千瓦时;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。预计2035年我国非化石能源发电装机比重超过60%,发电能源占一次能源消费比重超过57%,电能占终端能源消费比重超过38%。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。

  附件

  2019年电力行业基本数据一览表

  单    位2019年2018年比上年增长

  %±

  一 、发 电 量亿千瓦时73266 69947 4.75

  水    电亿千瓦时13021 12321 5.68

  其中:抽水蓄能亿千瓦时319 329 -2.96

  火    电亿千瓦时50465 49249 2.47

  其中:燃煤亿千瓦时45538 44829 1.58

  燃气亿千瓦时2325 2155 7.89

  核    电亿千瓦时3487 2950 18.23

  风    电亿千瓦时4053 3658 10.82

  太阳能发电亿千瓦时2237 1769 26.43

  二、全社会用电量亿千瓦时72486694044.44

  A、全行业用电合计亿千瓦时62236597084.23

  第一产业亿千瓦时7797474.42

  第二产业亿千瓦时49595481233.06

  其中:工 业亿千瓦时48705473432.88

  第三产业亿千瓦时11861108399.44

  B、城乡居民生活用电合计亿千瓦时1025096975.70

  城镇居民亿千瓦时583855335.52

  乡村居民亿千瓦时441241645.96

  三、发电装机容量万千瓦201006 190012 5.79

  水    电万千瓦35804 35259 1.55

  其中:抽水蓄能万千瓦3029 2999 1.00

  火    电万千瓦118957 114408 3.98

  其中:燃煤万千瓦104063 100835 3.20

  燃气万千瓦9024 8375 7.74

  核    电万千瓦4874 4466 9.15

  风    电万千瓦20915 18427 13.51

  太阳能发电万千瓦20418 17433 17.12

  四、220千伏及以上输电线路回路长度千米7547857247884.14

  1、交流千米7130646830674.39

  其中: 1000千伏千米117091039612.63

  750千伏千米22198205438.06

  500千伏千米1938671871583.58

  330千伏千米32493304776.62

  220千伏千米4527954344934.21

  2、直流千米4172141721

  其中:±1100千伏

  ±800千伏千米

  千米608

  21954608

  21954

  ±660千伏千米20912091

  ±500千伏千米1542815428

  ±400千伏千米1640 1640

  五、220千伏及以上变电设备容量万千伏安4263924035095.67

  1、交流万千伏安3903543696715.59

  其中: 1000千伏万千伏安162001470010.20

  750千伏万千伏安17780168205.71

  500千伏万千伏安1439051351596.47

  330千伏万千伏安11572112932.47

  220千伏万千伏安2008971916994.80

  2、直流万千伏安36038338386.50

  其中:±1100千伏

  ±800千伏万千伏安

  万千伏安1800

  17824600

  17824200.00

  ±660千伏万千伏安19201920

  ±500千伏万千伏安1335313353

  ±400千伏万千伏安1141141708.26

  六、新增发电装机容量万千瓦10500 12785  -2285

  水    电万千瓦445 859 -415

  其中:抽水蓄能万千瓦30 130 -100

  火    电万千瓦4423 4380 43

  其中:燃煤万千瓦3236 3056 180

  燃气万千瓦630 884 -253

  核    电万千瓦409 884 -475

  风    电万千瓦2572 2127 445

  太阳能发电万千瓦2652 4525 -1874

  七、年底主要发电企业电源项目在建规模万千瓦1819217890 302

  水    电万千瓦84627940522

  火    电万千瓦54096936-1527

  核    电万千瓦1420134574

  风    电万千瓦273615641173

  八、新增直流输电线路长度及换流容量

  1、线路长度千米 3325-100.00

  其中: ±1100千伏

  ±800千伏千米

  千米3325-100.00

  ±660千伏千米

  ±500千伏千米

  ±400千伏千米

  2、换流容量万千瓦22003200-31.25

  其中: ±1100千伏

  ±800千伏万千瓦

  万千瓦12001200

  2000-100.00

  ±660千伏万千瓦

  ±500千伏万千瓦

  ±400千伏万千瓦1000

  九、新增交流110千伏及以上输电线路长度及变电设备容量

  1、线路长度千米5793556973 1.69

  其中: 1000千伏千米2100129 1527.91

  750千伏千米44061573 180.10

  500千伏千米559514540 -61.52

  330千伏千米3989828 381.76

  220千伏千米1982220697 -4.23

  110千伏(含66千伏)千米2202319206 14.67

  2、变电设备容量万千伏安3191531024 2.87

  其中: 1000千伏万千伏安1500900 66.67

  750千伏万千伏安32451140 184.65

  500千伏万千伏安864511160 -22.54

  330千伏万千伏安1263612 106.37

  220千伏万千伏安91618402 9.03

  110千伏(含66千伏)万千伏安81008810 -8.06

  十、本年完成电力投资亿元8295 8161 1.64

  1、电源投资亿元3283 2787 17.80

  水    电亿元839 700 19.77

  火    电亿元634 786 -19.41

  核    电亿元382 447 -14.48

  风    电亿元1244 646 92.57

  太阳能发电亿元184 207 -11.15

  2、电网投资亿元50125374 -6.74

  送变电亿元47795133 -6.89

  其中:直流亿元249520 -52.06

  交流亿元44114613 -4.37

  其 他亿元227241 -5.52

  十一、单机6000千瓦及以上机组平均单机容量

  水电万千瓦/台6.03 6.10 -0.07

  火电万千瓦/台13.37 13.38 -0.01

  十二、6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗克/千瓦时306.4 307.6  -1.2

  十三、6000千瓦及以上电厂厂用电率%4.70 4.69  0.01

  水    电%0.24 0.25 -0.01

  火    电%6.03 5.95 0.08

  十四、6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时小时3828 3880  -52

  水    电小时3697 3607 90

  其中:抽水蓄能小时1053 1102 -49

  火    电小时4307 4378 -71

  核    电小时7394 7543 -149

  风    电小时2083 2103 -20

  太阳能发电小时1291 1230 61

  十五、电网企业供、售电量及线损

  供电量亿千瓦时6283559508 5.59

  售电量亿千瓦时5911155777 5.98

  线损电量亿千瓦时37243731 -0.19

  线路损失率%5.936.27 -0.34

  注:220千伏及以上输电线路回路长度和变电设备容量为《2019年全国电力工业统计快报》数据。

  [1]2019年电力数据均来自中电联2019年度统计数据(简称年报数据),后同。

  [2] 本报告中电力投资(含电源投资、电网投资)均为主要电力企业电力工程建设投资。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;全国主要发电企业指中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、中国核工业集团有限公司、中国广核集团有限公司、广东省能源集团有限公司、浙江省能源集团有限公司、北京能源集团有限责任公司、申能股份有限公司、河北省建设投资集团有限责任公司、华润电力控股有限公司、国投电力控股股份有限公司、新力能源开发有限公司、甘肃省电力投资集团有限责任公司、安徽省皖能股份有限公司、江苏省国信集团有限公司、江西省投资集团公司、广州发展集团股份有限公司、深圳能源集团股份有限公司、山西国际电力集团有限公司。全国主要电建企业指中国电力建设集团有限公司、中国能源建设集团有限公司。

  [3] 数据来源为国家电网公司和南方电网公司统计口径。

  [4]指电力交易中心组织开展的各品类交易电量的总规模,分为省内交易和省间交易,其中省内交易包括省内电力直接交易、发电权交易、抽水蓄能交易和其他交易;省间交易包括省间电力直接交易、省间外送交易(网对网、网对点)、发电权交易和其他交易。以交易的结算口径统计。

  [5]指符合市场准入条件的电厂和终端购电主体通过自主协商、集中竞价等直接交易形式确定的电量规模,包括省内电力直接交易电量和省间电力直接交易(外受)电量。当前仅包括中长期交易电量,以交易的结算口径统计。

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