中电联发布《中国电力行业年度发展报告2021》

　　7月8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2021》（简称“《报告2021》”）。

　　《报告2021》显示，2020年，电力行业为全社会疫情防控和复工复产、复商复市提供坚强的电力保障，全国全社会用电量75214亿千瓦时，比上年增长3.2%。电力行业积极推进构建以新能源为主体的新型电力系统建设，全国全口径非化石能源发电装机容量98566万千瓦，比上年增长16.8%，为推动实现国家碳达峰碳中和目标作出积极贡献。

　　《报告2021》预测，在碳达峰碳中和背景下，双循环发展新格局将带动用电持续增长，新旧动能转换，传统高耗能行业增速下降，高新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。新型城镇化建设将推动电力需求刚性增长。

　　电力消费与生产供应

　　2020年，全国全社会用电量75214亿千瓦时[]，比上年增长3.2%，增速比上年下降1.2个百分点；全国人均用电量5331千瓦时/人，比上年增加145千瓦时/人；全国电力供需形势总体平衡，部分地区有富余，局部地区用电高峰时段电力供应偏紧，疫情防控期间电力供应充足可靠，为全社会疫情防控和国民经济发展提供坚强电力保障。

　　截至2020年年底，全国全口径发电装机容量220204万千瓦，比上年增长9.6%。其中，水电37028万千瓦，比上年增长3.4%（抽水蓄能3149万千瓦，比上年增长4.0%）；火电124624万千瓦，比上年增长4.8%（煤电107912万千瓦，比上年增长3.7 %；气电9972万千瓦，比上年增长10.5%）；核电4989万千瓦，比上年增长2.4%；并网风电28165万千瓦，比上年增长34.7%；并网太阳能发电25356万千瓦，比上年增长24.1%。

　　2020年，全国全口径发电量为76264亿千瓦时，比上年增长4.1%，增速比上年下降0.7个百分点。其中,水电13553亿千瓦时，比上年增长4.1 %（抽水蓄能335亿千瓦时，比上年增长5.0 %）；火电51770亿千瓦时，比上年增长2.6%（煤电46296亿千瓦时，比上年增长1.7%；天然气2525亿千瓦时，比上年增长8.6%）；核电3662亿千瓦时，比上年增长5.0%；并网风电4665亿千瓦时，比上年增长15.1%；并网太阳能发电2611亿千瓦时，比上年增长16.6%。

　　截至2020年年底，初步统计全国电网220千伏及以上输电线路回路长度79.4万千米，比上年增长4.6%；全国电网220千伏及以上变电设备容量45.3 亿千伏安，比上年增长4.9%；全国跨区输电能力达到15615万千瓦（跨区网对网输电能力14281万千瓦；跨区点对网送电能力1334万千瓦）。2020年全国跨区送电量完成6474亿千瓦时，比上年增长13.3%。

　　电力投资与建设

　　2020年，全国主要电力企业合计完成投资10189亿元，比上年增长22.8%。全国电源工程建设完成投资5292亿元，比上年增长29.5 %。其中，水电完成投资1067亿元，比上年增长17.9 %；火电完成投资568亿元，比上年下降27.3 %；核电完成投资379亿元，比上年下降18.0 %；风电完成投资2653亿元，比上年增长71.0%；太阳能发电完成投资625亿元，比上年增长62.2%。全国电网工程建设完成投资4896亿元，比上年下降2.3%。其中，直流工程532亿元，比上年增长113.4%；交流工程4188亿元，比上年下降7.5%，占电网总投资的85.5%。

　　2020年，全国新增发电装机容量19144万千瓦，比上年多投产8643万千瓦。其中，新增水电1313万千瓦（新增抽水蓄能120万千瓦），新增火电5660万千瓦（新增煤电4030万千瓦，燃气824万千瓦），新增核电112 万千瓦，新增并网风电装机容量7211万千瓦，新增并网太阳能发电装机容量4820万千瓦。

　　2020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57237千米和31292万千伏安，分别比上年下降1.2%和2.0 %。全年新投产直流输电线路4444千米，新投产换流容量5200万千瓦。

　　电力绿色发展

　　截至2020年年底，全国全口径非化石能源发电装机容量98566万千瓦，比上年增长16.8%。2020年，非化石能源发电量25830亿千瓦时，比上年增长7.9 %。达到超低排放限值的煤电机组约9.5亿千瓦，约占全国煤电总装机容量88%。全年累计完成替代电量2252.1亿千瓦时[]3,比上年增长9.0 %，且替代电量逐年提高。

　　2020年，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗304.9克/千瓦时，比上年降低1.5克/千瓦时；全国6000千瓦及以上电厂厂用电率4.65%，比上年下降0.02个百分点；全国线损率5.60%，比上年下降0.33个百分点。

　　2020年，全国电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别约为15.5万吨、 78.0万吨、87.4万吨，分别比上年下降15.1 %、12.7%、6.3 %；单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别为0.032 克/千瓦时、0.160 克/千瓦时、0.179克/千瓦时，分别比上年下降0.006 克/千瓦时、0.027 克/千瓦时、0.016克/千瓦时。

　　2020年，全国单位火电发电量二氧化碳排放约832克/千瓦时，比2005年下降20.6%；全国单位发电量二氧化碳排放约565克/千瓦时，比2005年下降34.1%。以2005年为基准年，从2006年到2020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185.3 亿吨。其中，非化石能源发展贡献率为62%，供电煤耗降低对电力行业二氧化碳减排贡献率为36%，降低线损的二氧化碳减排贡献率为2.6%。

　　电力企业经营

　　根据国家统计局统计，2020年底，全国规模以上电力企业资产总额165813亿元，比上年增长5.8 %。其中，发电企业资产总额94724亿元，比上年增长4.2%；电力供应企业资产总额71089亿元，比上年增长7.9%。

　　2020年，规模以上电力企业负债总额95971亿元，比上年增长4.7%。其中，发电企业负债总额比上年上升1.9%（火电企业负债总额比上年下降3.4%，水电企业负债总额比上年上升4.5%）；电网企业负债总额比上年增长10.0%。规模以上电力企业资产负债率为57.9%，比上年降低0.6个百分点。其中，发电企业资产负债率为64.5%，比上年降低1.5个百分点；电力供应企业资产负债率为49.1%,比上年上升0.9个百分点。2020年，规模以上电力企业利润总额 4010亿元，比上年增长2.8%。发电企业利润总额 3523亿元，但大型发电集团煤电业务继续总体亏损。风电、太阳能发电利润增速分别为16.3%和3.0%，但现金流短缺,导致企业资金周转困难。电力供应企业利润总额486亿元，比上年下降49.6%；亏损企业亏损额为210亿元，比上年增长42.7%。

　　电力市场化改革

　　2020年，国家制定出台了省级电网和区域电网第二监管周期（2020-2022年）输配电价，公布了第五批增量配电业务改革试点，电力市场建设进一步推进。

　　2020年，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量[]431663亿千瓦时，同比增长11.7%。其中，全国电力市场电力直接交易电量[]5合计为24760亿千瓦时，比上年增长13.7%，占全社会用电量比重为32.9%，比上年提高2.8个百分点，占电网企业售电量比重为40.2%，比上年提高3.3个百分点。全国电力市场化交易规模再上新台阶。

　　电力标准化、科技与信息化

　　2020年，经有关政府部门下达中电联归口的电力标准计划291项，批准发布中电联归口的电力标准共233项；中电联下达团体标准计划304项，发布团体标准192项。截至2020年年底，电力标准共有3600余项。水电领域完善了水轮发电机组及电气设备的产品、安装、运行维护、试验等技术标准体系，火电领域标准更加关注“新技术、新工艺、新材料、新设备、新产品”等五新技术的发展，核电在常规岛运行维护、施工验收、设备设施、调试、测试与试验等领域加快标准制修订，光伏发电在分布式光伏电站集中运维、光伏电站功率控制、光伏电站项目管理等方面制定发布了相关国家标准、行业标准和中电联标准；电网方面发布和制定了配电网领域相关标准，建立了±800千伏特高压直流标准体系，电动汽车无线充电系统系列标准的发布填补了我国在电动汽车无线充电技术领域国家标准规范的空白。

　　2020年，主要电力企业科技投入资金1113.0亿元，其中，发电企业510.4亿元，电网企业387.7亿元，电建企业214.9亿元。主要电力企业申请国内专利63082项，授权37158项，累计有效211554项；申请涉外专利613项，授权268项，累计有效863项。发电技术和装备不断向高参数、大容量、高效及低排放方向发展，巩固了我国在超超临界燃煤发电技术、循环流化床燃烧技术、水电站建设技术、第三代核电技术、风力发电技术及装备制造等方面的领先优势。电网领域在电网安全高效运行、互联网与电网应用融合、新能源与储能并网控制、电工新材料与器件、高端电工装备等方向开展集中攻关、示范试验和推广应用。

　　2020年，电力行业加大信息化建设投入，夯实数字化转型基础，加快建设基础数字技术平台，加快构建数据治理体系，着力提升信息安全防护水平；加快新型基础设施建设，加快核心技术攻关，推进数字产业化发展；加快制定数字化转型规划和路线图，协同推进数字化转型工作，着力打造电力企业数字化转型示范，电力信息化建设进入新阶段。

　　电力国际合作

　　2020年，中国主要电力企业对外直接投资总金额78.5亿美元，同比上升84.3%；对外直接投资项目共32个，主要涉及火电、新能源、水电、输变电、矿产资源及储能等领域，为项目所在地直接创造5.9万个就业岗位。

　　2020年，中国主要电力企业年度新签合同项目131个，合同金额271.7亿美元，同比增长12.8%，为当地创造就业岗位3.2万个。新签境外工程承包项目涉及51个国家和地区，其中亚洲和非洲项目占比最多，分别为59.5%和21.3%。

　　2020年，中国主要电力企业年度出口电力装备总额22.3亿美元，比上年降低10.1%；其中，设备直接出口总额4.2亿美元，境外工程带动装备出口总额18.1亿美元。电力技术服务出口总额11.2亿美元，同比减少14.5%；其中，直接出口技术服务5.3亿美元，境外工程带动出口技术服务5.9亿美元。

　　截至2020年年底，中国与俄罗斯、蒙古国、越南和缅甸等周边国家跨国电力交易初步实现。初步统计，中国与邻国的合计完成电量交换87亿千瓦时，比上年增长1.8%。其中，购入电量45亿千瓦时，增长1.4%；送出电量42亿千瓦时，增长2.2%。

　　回顾“十三五”，我国电力继续保持较快增长，综合实力迈上新台阶，电力清洁低碳发展进入新阶段，电力科技自主创新取得新成就，电力体制改革开启新篇章，电力国际合作开创新局面，电气化进程达到新水平，电力高质量发展取得新进展。全国全口径发电装机容量从2015年年底的15.3亿千瓦增加到2020年年底的22.0亿千瓦，年均增速为7.6%；全国全口径发电量从2015年的57399亿千瓦时增加到 2020年的76264亿千瓦时，年均增速为5.8%；全社会用电量从2015年的56933亿千瓦时增加到2020年的75214亿千瓦时，年均增速为5.7%；非化石能源发电装机占比由2015年的34.9%上升到2020年的44.8%；非化石能源发电量占比从2015年的27.3%上升到2020年的33.9%；人均用电量从2015年4142千瓦时/人上升到2020年的5331千瓦时/人；电能在终端能源消费中占比从2015年的22.1%提升至2019年的26.4%。

　　“我国电力需求持续刚性增长，‘十四五’期间全社会用电量年均增加约4000亿千瓦时，相当于世界排名第十位的国家法国全年用电量的总额。”中国电力企业联合会行业发展与环境资源部副主任张琳表示，在碳达峰碳中和背景下，电力行业既面临自身达峰的艰巨任务，也要支撑全社会尽早达峰，后续电能替代潜力巨大，全社会电气化程度将稳步上升。

　　《报告2021》预测，在碳达峰碳中和背景下，双循环发展新格局将带动用电持续增长，新旧动能转换，传统高耗能行业增速下降，高新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。新型城镇化建设将推动电力需求刚性增长。

　　《报告2021》预测，新型城镇化建设将推动电力需求刚性增长。综合考虑节能意识和能效水平提升等因素，预计2025年我国全社会用电量为9.5万亿千瓦时以上，“十四五”期间年均增速超过4.8%。为保障开启全面建设社会主义现代化国家新征程的电力需求，预计2025年我国发电装机容量为29.0亿千瓦，非化石能源发电装机占比达到52%。

　　“十四五”期间，如何在实现新能源装机快速增长的过程中满足电力消费的增长需求，对此，张琳认为，理论上，增加新能源装机能够满足电力消费增长要求。但是现阶段，新能源的发展规模还受到消纳能力、经济代价、电网安全等因素制约。张琳建议，“十四五”期间还需建设一定规模的常规电源，提供足够的有效容量来满足电力平衡的要求。

　　“目前看，华北区域河北南部、京津唐和山东，华东区域江苏、浙江、安徽，华中区域江西、湖南、湖北和河南，以及南方区域广东等地电力供应比较紧张需要及时安排新的电源项目以及送电工程。”张琳强调。

　　张琳还表示，“十四五”时期，构建以新能源为主体的新型电力系统，供给侧将加快清洁替代，核电、水电装机规模将持续增长，风电、太阳能发电将呈现跨越发展。此外，电网基础平台和资源优化配置作用将得到充分发挥，源网荷储互动融合、综合能源服务、虚拟电厂等新业态、新模式将不断壮大。

　　注：

　　① 报告中涉及的全国性统计指标，除特殊说明外，均未包括香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省数据。

　　② 2020年电力数据均来自中电联2020年度统计数据（简称“年报数据”），数据因四舍五入的原因存在总计与分项合计不等的情况，后同。

　　③ 国家电网和南方电网统计口径。

　　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。

　　 转自：中国工业新闻