【核心提示】2020年，電力行業高質量發展取得新的進展。全國電力供需總體平衡，生產消費結構持續優化，可再生能源發電裝機總規模達到9.3億千瓦，占總裝機的比重達到42.4%，發電量達到2.2萬億千瓦時，占全社會用電量的比重達到29.5%；電力體制改革持續深化，輸配電價監管體系基本完善，市場交易電量超過3.1萬億千瓦時，同比增長11.7%；節能降耗更進一步，供電標準煤耗305.5克/千瓦時，同比再降0.9克/千瓦時。本報告結合近十年電力運行情況，從多元角度剖析我國電力供需態勢、運行特點、改革進展、發展方向等內容，供參考。

我國電力發展與改革形勢分析（2021）

2020年是新中國歷史上極不平凡的一年。我國經濟運行逐季改善、逐步恢復常態，在全球主要經濟體中唯一實現經濟正增長，脫貧攻堅戰取得全面勝利，決勝全面建成小康社會取得決定性成就。我國經濟總量首次突破100萬億元大關，國內生產總值達到1015986億元，比上年增長2.3%。

2020年，電力高質量發展取得新進展。全國電力供需總體平衡，供需結構持續優化。全國全口徑發電裝機容量22億千瓦，非化石能源發電裝機容量合計9.8億千瓦，占比為44.8%，創歷史新高。全口徑發電量為7.62萬億千瓦時，可再生能源發電量達到2.2萬億千瓦時。電力體制改革更進一步，輸配電價監管體系基本完善，市場交易電量超過3.1萬億千瓦時，同比增長11.7%。同時，節能降耗更進一步，供電標準煤耗305.5克/千瓦時，同比再降0.9克/千瓦時。

2021年是“十四五”規劃開局之年，我國進入新發展階段。2021年我國經濟將延續穩健復蘇態勢，預計用電消費呈恢復性增長態勢，電力供需總體平衡。在2030年前碳達峰、2060年前碳中和的目標要求下，電力行業要保障電力安全可靠供應，加快清潔低碳轉型，實現碳減排目標。

一、全社會用電量平穩增長，電力消費結構日益優化

（一）

全社會用電量同比增長3.1%，增速趨緩

2020年，我國全社會用電量平穩增長，增速略緩。根據中國電力企業聯合會（以下簡稱“中電聯”）數據，2020年，全社會用電量75110億千瓦時，同比增長3.1%。受疫情影響，2020年電力需求和電力供應都出現了諸多變數，呈現出不確定性，尤其是第二、三產業受沖擊較大。下半年隨著復工復產、復商復市持續推進，用電需求較快回升。

“十三五”時期全社會用電量年均增長5.7%，較“十二五”時期回落0.6個百分點。2015年是“十三五”的開局之年，我國宏觀經濟增速換擋，進入發展新常態，增長方式發生轉變，當年全社會用電量5.69萬億千瓦時，增速回落至0.96%，為多年來最低值。2016年后產業結構加快升級，全社會用電量增速回升，2019年全社會用電量增速增長至4.47%。2020年因突如其來的疫情，用電需求再次受到影響，我國通過采取嚴密的防控措施，持續推進復工復產、復商復市，經濟在第二季度實現恢復性增長，全社會用電量增速擺脫較低預期，實際增速達到3.1%。

圖1 2011～2020年全國全社會用電量及增速情況（單位：億千瓦時，%）

注：2020年數據來自于中電聯快報，其他來自中電聯歷年電力工業統計數據，增速系計算所得，如無特殊標注，下同。

（二）

季度用電隨復工復產進度攀升

2020年各季度全社會用電量增速穩步回升，與各季度經濟增速走勢一致，四季度恢復態勢強勁。2020年各季度全社會用電量增速分別為-6.5%、3.9%、5.8%、8.1%。一季度由于疫情原因，用電量增速大幅下降。隨著經濟運行穩步復蘇，二、三、四季度用電量增速逐漸回升，四季度增速8.1%，為近幾年最高值。經濟運行穩步復蘇是用電量增速回升的最主要原因。全社會用電量季度增速變化趨勢，反映出隨著疫情得到有效控制以及國家逆周期調控政策逐步落地，復工復產、復商復市持續取得明顯成效，國民經濟持續穩定恢復。

圖2 2018～2020年全國全社會用電量季度增速（單位：%）

（三）

產業用電增速逐季上升

2020年，第二、三產業用電增幅較小。分產業看，第一產業用電量859億千瓦時，同比增長10.2%，是唯一實現兩位數增長的產業。第二產業用電量51215億千瓦時，同比增長2.5%。第三產業用電量12087億千瓦時，同比增長1.9%。城鄉居民生活用電量10950億千瓦時，同比增長6.9%。

二、三產業用電增速分別為2.5%、1.9%，增速較2019年分別下降1.3、7.6個百分點。2020年第二產業各季度用電量增速分別為-8.8%、3.3%、5.8%、7.6%，復工復產持續推進拉動各季度增速持續回升。工業用電恢復成為拉動用電量增長的重要力量。2020年三、四季度，高技術及裝備制造業用電增速大幅攀升，拉動全社會用電量快速增長。第三產業各季度用電量增速分別為-8.3%、0.5%、5.9%、8.4%，隨著復商復市的持續推進，第三產業用電量增速逐季上升。比較突出的是，信息傳輸/軟件和信息技術服務業用電量同比增長23.9%。得益于大數據、云計算、物聯網等新技術快速推廣應用，促進了線上產業的高速增長。

表1 2011～2020年分產業用電量（單位：億千瓦時）

注：2018年3月，國家統計局《關于修訂的通知》明確將“農、林、牧、漁服務業”調整到第三產業后，再更名為“農、林、牧、漁專業及輔助性活動”，電力行業按照最新的標準開展行業統計工作，為保證數據可比，2017年之后的數據已根據新標準重新分類。

一產和城鄉居民生活用電增速有所回升，分別為10.2%、6.9%，較2019年分別提升6、1.2個百分點。2020年，第一產業各季度用電量增速分別為4.0%、11.9%、11.6%和12.0%，連續三個季度的增速超過10%。第一產業用電量的快速增長主要受益于農網改造升級、鄉村用電條件改善、電能替代、脫貧攻堅帶動鄉村發展等，第一產業用電潛力得到釋放。城鄉居民生活用電量在第二、四季度快速增長。各季度增速分別為3.5%、10.6%、5.0%、10.0%。

圖3 2018～2020年分產業用電量增速情況（單位：%）

（四）

三產和居民用電比重逐年擴大，電力消費結構繼續優化

表2 2017～2020年全社會用電結構

2020年西部地區用電增速領先，東、中、西部和東北地區全社會用電量增速分別為2.1%、2.4%、5.6%、1.6%。全國共有27個省份用電量為正增長，其中，云南、四川、甘肅、內蒙古、西藏、廣西、江西、安徽等8個省份增速超過5%。

二、全國電力裝機增速大幅提升，裝機結構進一步清潔化

（一）

全國電力裝機同比增長9.5%，裝機規模22億千瓦

截至2020年底，全國全口徑發電裝機容量22億千瓦，同比增長9.5%，增幅較上年提升3.7個百分點。2020年，全國新增發電裝機容量19087萬千瓦，同比增加8587萬千瓦，增速大幅提升。

近十年來，我國發電裝機保持增長趨勢。2011～2020年，我國發電裝機累計容量從10.62億千瓦增長到22億千瓦。2015年后，我國裝機增速呈下降趨勢，至2020年陡然回升，最主要原因是風電、太陽能發電等新能源新增裝機創歷史新高。

圖4 2011～2020年全國電力裝機及增速情況（單位：萬千瓦，%）

（二）

煤電裝機容量占比首次低于50%，非化石能源裝機創歷史新高

截至2020年底，全國全口徑水電裝機容量3.7億千瓦、火電12.5億千瓦、核電4989萬千瓦、并網風電2.8億千瓦、并網太陽能發電裝機2.5億千瓦、生物質發電2952萬千瓦。

全國全口徑非化石能源發電裝機容量合計9.8億千瓦，占總發電裝機容量的比重為44.8%，比上年提高2.8個百分點。煤電裝機容量10.8億千瓦，占比為49.1%，首次降至50%以下。

表3 2011～2020年全國電力裝機結構（單位：萬千瓦）

“十三五”時期，全國全口徑發電裝機容量年均增長7.6%，其中非化石能源裝機年均增長13.1%，占總裝機容量比重從2015年底的34.8%上升至2020年底的44.8%，提升10個百分點；煤電裝機容量年均增速為3.7%，占總裝機容量比重從2015年底的59.0%下降至2020年底的49.1%，下降近10個百分點。

從裝機增速看，2020年，火電裝機同比增長4.7%，較上年高出0.7個百分點。風電裝機同比增長34.6%，較上年增速高出21個百分點。太陽能發電以24.1%的速度增長，較上年增速大幅提升7個百分點。核電增速收縮，降低6.7個百分點。水電裝機低速緩增，同比增長3.4%。

圖5 2011～2020年水電、火電、核電、風電裝機增速情況（單位：%）

圖6 2011～2020年全國電力裝機結構（單位：%）

從電源結構看，十年來我國傳統化石能源發電裝機比重持續下降、新能源裝機比重明顯上升。2020年火電裝機比重較2011年下降了15.7個百分點，風電、太陽能發電裝機比重上升了近20個百分點，發電裝機結構進一步優化。水電、風電、光伏、在建核電裝機規模等多項指標保持世界第一。

（三）

新增發電裝機規模創歷史新高，新能源逐步向主力電源發展

2020年，全國電源新增發電裝機容量19087萬千瓦，比上年多投產8587萬千瓦，同比增速81.8%。其中，新增水電裝機1323萬千瓦，新增并網風電、太陽能發電裝機容量7167、4820萬千瓦，新增并網風電裝機規模創新高。全國生物質發電新增裝機543萬千瓦。

從新增發電裝機總規?？?，連續八年新增裝機容量過億千瓦，2020年更是創歷史新高。受電力供需形勢變化等因素影響，2018、2019年我國新增裝機規模連續下滑。2020年，在新能源裝機高增速的帶動下，新增裝機總體容量大幅提升。

圖7 2011～2020年全國新增電力裝機容量情況（單位：萬千瓦）

2020年，新增發電裝機以新能源為增量主體。并網風電、太陽能發電新增裝機合計11987萬千瓦，超過上年新增裝機總規模，占2020年新增發電裝機總容量的62.8%，連續四年成為新增發電裝機的主力。2020年火電（包括煤電、氣電、生物質發電）新增裝機占全部新增裝機的29.53%，與2015年相比降低21個百分點；水電新增裝機占比為6.93%。

圖8 2015年與2020年新增電力裝機結構對比

從各類電源新增裝機規?？?，2020年，新增火電裝機5637萬千瓦，自2015年以來，新增裝機容量首次回升，較上年多投產1214萬千瓦。新增并網風電和太陽能發電裝機容量分別為7167萬千瓦和4820萬千瓦，分別比上年多投產4595萬千瓦和2168萬千瓦。新增水電和核電裝機分別1323、112萬千瓦。

表4 2011～2020年各類發電新增裝機情況（單位：萬千瓦）

●新能源新增裝機

風電、光伏通過試點示范及規?；瘧萌〉每焖侔l展?！笆濉逼陂g，風電年新增裝機超過1500萬千瓦，光伏年新增裝機約3000萬千瓦。從2021年起新核準陸上風電項目全面平價上網，光伏行業也將不再有新增補貼項目。

2020年，全國風電新增并網裝機7167萬千瓦，其中陸上風電新增裝機6861萬千瓦、海上風電新增裝機306萬千瓦。據全球風能理事會（GWEC）2月25日發布的數據，中國海上風電新增裝機連續三年領跑全球，新增容量占全球新增一半以上。市場與政策共同向平價上網驅動，行業項目建設加速。風電建設整體呈現出平價前的沖刺期，新增并網裝機增幅明顯。2019、2020年風電新增裝機增速分別為20.9%、178.7%。從空間分布看，中東部和南方地區占比約40%，“三北”地區占60%。到2020年底，全國風電累計裝機2.81億千瓦，其中陸上風電累計裝機2.71億千瓦、海上風電累計裝機約900萬千瓦。

我國太陽能發電裝機規?？焖贁U大?！笆濉币詠?，太陽能發電新增裝機規模提升明顯。2019年我國啟動光伏發電競價項目申報，新增幅度縮減。2020年新增并網裝機量恢復上升。2020年，全國太陽能發電新增裝機4820萬千瓦，其中集中式光伏電站3268萬千瓦、分布式光伏1552萬千瓦。從新增裝機布局看，中東部和南方地區占比約36%，“三北”地區占64%。

圖9 2011～2020年風光發電新增裝機情況（單位：萬千瓦）

●火電新增裝機

2020年，火電新增裝機5637萬千瓦，較上年同期多投產1214萬千瓦，同比上升27.4%。全年有多個大型火電機組并網，重點工程包括：1月陽江全球首臺1240兆瓦陽西5、6號機組啟動試運行；8月，山東能源盛魯能化盛魯電廠1號機組、甘肅常樂電廠1號100萬千瓦機組首次并網一次成功；9月大唐東營熱電廠世界首臺六缸六排汽100萬千瓦一號機組首次并網一次成功；12月，山西盂縣2×100萬千瓦發電項目1號機組并網成功，世界首例、我國首臺汽輪機高位布置發電機組-國家能源集團國華電力錦界電廠5號機組首次并網一次成功。受需求驅動，火電裝機容量持續增加。但隨著風電等清潔能源的大規模應用，火電裝機容量增長速度逐漸降低?！笆濉币詠?，火電新增裝機持續呈逐漸縮減之勢，其增量主體地位有被新能源取代的趨勢。

圖10 2011～2020年火電裝機和新增裝機情況（單位：萬千瓦）

●水電新增裝機

2020年，水電新增裝機1323萬千瓦，較上年多投產878萬千瓦。自2013年以來，我國水電新增裝機整體呈下降趨勢，2019年更達到十年最低點，2020年有所上揚。2020年新增裝機較多的省份為四川（413萬千瓦）、云南（340萬千瓦）和安徽（136萬千瓦），占全部新增裝機的67.13%。按照《水電發展“十三五”規劃》，2020年我國水電總裝機容量達到3.8億千瓦。截至2020年底，水電裝機規模37016萬千瓦，接近“十三五”規劃目標。

圖11 2011～2020年水電裝機和新增裝機情況（單位：萬千瓦）

●核電新增裝機

2020年，核電新增裝機繼續縮減。2020年核電新增裝機112萬千瓦，較上年同期少投產297萬千瓦，同比減少72.6%。9月，中核集團田灣核電站5號機組順利完成滿功率連續運行考核，這標志著田灣核電5號機組具備投入商業運行條件，額定容量111.8萬千瓦。11月27日，“華龍一號”全球首堆——中核集團福清核電5號機組首次并網發電，于2021年1月30日投入商業運行，額定容量116.1萬千瓦。

圖12 2011～2020年核電裝機和新增裝機情況（單位：萬千瓦）

三、電力供需形勢保持總體平衡，可再生能源利用水平持續提升

（一）

非化石能源電力供應能力持續增強

2020年全國電力供需總體平衡，全國全口徑發電量為7.62萬億千瓦時，同比增長4.0%，增速持續放緩。其中，水電發電量為1.36萬億千瓦時，同比增長4.1%；火電發電量為5.17萬億千瓦時，同比增長2.5%；核電發電量3662億千瓦時，同比增長5.0%；風電、太陽能發電量快速增長，分別為4665、2611億千瓦時，分別同比增長15.1%和16.6%；生物質發電量1326億千瓦時，同比增長19.4%，繼續保持較高速增長。

2020年，全國全口徑非化石能源發電量2.58萬億千瓦時，同比增長7.9%，占全國全口徑發電量的比重為33.9%，同比提高1.2個百分點，非化石能源電力供應能力持續增強。全國全口徑煤電發電量4.63萬億千瓦時，同比增長1.7%，占全國全口徑發電量的比重為60.8%，同比降低1.4個百分點。2020年運行核電機組累計發電量為3662億千瓦時，占全國累計發電量的4.94%，占比為近五年之最。

圖13 2015～2020年全國發電量及非化石能源發電占比情況（單位：億千瓦時，%）

“十三五”時期，全國全口徑發電量年均增長5.8%，其中非化石能源發電量年均增長10.6%，占總發電量比重從2015年的27.2%上升至2020年的33.9%，提升6.7個百分點；煤電發電量年均增速為3.5%，占總發電量比重從2015年的67.9%下降至2020年的60.8%，降低7.1個百分點。

（二）

水電、核電設備利用小時同比提升

2020年，全國6000千瓦及以上電廠發電設備累計平均利用小時為3758小時，同比減少70小時。水電、核電設備利用小時同比提高。水電設備平均利用小時為3827小時，同比增加130小時。核電設備利用小時7453小時，同比提高59小時?；痣娫O備平均利用小時為4216小時，同比減少92小時。并網風電平均利用小時為2073小時，同比降低10小時。光伏平均利用小時1281小時，同比降低10小時。

從全國發電設備平均利用小時來看，近十年總體呈下滑之勢，2018年有所回升。2015年開始，全國發電設備平均利用小時數持續降落至4000小時以內。

2020年水電設備利用小時3827小時，歷年來首次突破3800小時，同比提高130小時。據國家能源局數據，2020年，全國主要流域棄水電量約301億千瓦時，水能利用率約96.61%，較上年同期提高0.73個百分點，棄水狀況進一步緩解。

表5 2011～2020年發電設備利用小時數（單位：小時）

火電設備利用小時4216小時，同比降低92小時，其中煤電4340小時，同比降低89小時。伴隨輸配電能力的增強，跨區域送電量規?？焖僭鲩L，支撐了一定火電發電，火電發電量平穩增加，但在總發電量中占比繼續下降。受電力供需區域性差異以及可再生能源上網電量擠占影響，火電機組利用效率仍舊偏低。2020年“新基建”加速發展，部分特高壓投產，煤電的定位由主體電源向基礎性電源轉變，提供更多的調峰調頻服務。2020年各地的電力容量市場、電力輔助服務市場的建立和完善，也將為煤電定位的轉變提供政策支持。

圖14 2011～2020年不同電源發電設備利用小時變動情況

2020年核電平均利用小時7453小時，同比增加59小時。2020年共有2臺核電機組完成首次裝料，分別為田灣核電5號機組和福清核電5號機組。近十年來，核電利用小時呈現波動態勢，2015～2017年出現明顯下降，2018年后回升至前幾年的較高水平。

（三）

可再生能源利用水平繼續提升

我國大力推進清潔能源開發利用，水電、風電、光伏、在建核電裝機規模等多項指標保持世界第一。風電、光伏發電實現平價無補貼上網，風電、光伏發電和水能利用率均提高到95%以上。2020年全國棄風電量166.1億千瓦時，風電利用率96.5%，同比提升0.5個百分點；棄光電量52.6億千瓦時，光伏發電利用率98.0%，與去年基本持平?！肚鍧嵞茉聪{行動計劃（2018-2020年）》提出的全國及重點省份2020年新能源利用率目標全面完成。

可再生能源裝機規模穩步擴大。截至2020年底，我國可再生能源發電裝機達到9.34億千瓦，同比增長約17.5%?？稍偕茉窗l電量持續增長。2020年，全國可再生能源發電量達22148億千瓦時，同比增長約8.4%。

可再生能源保持較高利用率水平。2020年，全國主要流域棄水電量約301億千瓦時，較去年同期減少46億千瓦時。水能利用率約96.61%，較上年同期提高0.73個百分點。棄水主要發生在四川省，其主要流域棄水電量約202億千瓦時，較去年同期減少77億千瓦時，主要集中在大渡河干流，約占全省棄水電量的53%；青海省棄水較去年有所增加，棄水約40億千瓦時，比去年同期增加18.5億千瓦時；其他省份棄水電量維持較低水平。全國棄風電量約166億千瓦時，平均利用率96.5%，較上年同期提高0.5個百分點。全國平均棄風率3%，較去年同比下降1個百分點，尤其是新疆、甘肅、蒙西，棄風率同比顯著下降，新疆棄風率10.3%、甘肅棄風率6.4%、蒙西棄風率7%，同比分別下降3.7、1.3、1.9個百分點。全國棄光電量52.6億千瓦時，平均利用率98%，與去年平均利用率持平。光伏消納問題較為突出的西北地區棄光率降至4.8%，同比降低1.1個百分點，尤其是新疆、甘肅棄光率進一步下降，分別為4.6%和2.2%，同比降低2.8和2.0個百分點。

為促進清潔能源高質量發展，2020年5月國家能源局發布《關于建立健全清潔能源消納長效機制的指導意見（征求意見稿）》，提出將從“構建以消納為核心的清潔能源發展機制”“加快形成有利于清潔能源消納的電力市場機制”“全面提升電力系統調節能力”“著力推動清潔能源消納模式創新”“構建清潔能源消納閉環監管體系”等五方面入手，建立健全清潔能源消納長效機制。2020年也是我國正式實施可再生能源電力消納保障機制的第一年。5月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于各省級行政區域2020年可再生能源電力消納責任權重的通知》，明確了各?。▍^、市）2020年可再生能源電力消納總量責任權重、非水電責任權重的最低值和激勵值。7月起，多地發布可再生能源電力消納實施方案，要求各類市場主體完成相應可再生能源及非水可再生能源消納量，實質性推進配額制落地實施。

四、電網建設穩步推進，供電服務質效再提升

“十三五”期間，我國建成投運多項交流和直流特高壓工程，跨區輸電能力進一步提升，藏中聯網工程、阿里聯網工程以及張北柔性直流電網工程等重點電網工程順利投運，電網更強更大。我國已形成以東北、西北、西南區域為送端，華北、華東、華中、華南區域為受端區域間交直流混聯的電網格局，全國大電網基本實現聯通。

（一）

電網新增投運規模較為穩定

截至2020年底，全國220千伏及以上變電設備容量達到452810萬千伏安，同比增長為4.9%；全國220千伏及以上輸電線路回路長度達到79.4萬千米，同比增長4.6%。我國共成功投運“十四交十六直”30個特高壓工程，跨省跨區輸電能力達1.4億千瓦。

圖15 2011～2020年220千伏及以上變電設備容量情況（單位：萬千伏安，%）

2020年全國新增220千伏及以上變電設備容量22288萬千伏安，比上年少投產1526萬千伏安，同比減少6.4%；全國新增220千伏及以上輸電線路回路長度3.5萬千米，與上年投產量相當，同比減少2.5%；新增直流換流容量5200萬千瓦，比上年多投產3000萬千瓦，同比上升136.4%。

近年來電網投運規模增速保持在較低水平，220千伏及以上變電設備容量、輸電線路回路長度增速均在5%以內。新增規模波動幅度不大，基本保持近幾年平均水平，變電設備增量持續超過2億千伏安，輸電線路回路長度增長超過3.5萬千米。

圖16 2011～2020年220千伏及以上輸電線路回路長度情況（單位：千米，%）

（二）

輸電通道建設穩步推進

重大輸電通道工程建設建設持續推進。特高壓建設方面，2020年，全國共有山東-河北環網、張北-雄安、蒙西-晉中、駐馬店-南陽（配套）、烏東德-廣東、廣西（簡稱“昆柳龍直流工程”）、青海-河南等5條特高壓線路建成投運。至2020年，我國共建成投運30條特高壓線路。其中，國網共26條特高壓，分為14條交流特高壓和12條直流特高壓；南網有4條直流特高壓。此外，云貴互聯通道工程、阿里與藏中電網聯網工程等重點項目也已建成投產。

表6 我國已建成投運特高壓工程

（三）

電力服務質效齊升

2020年全國供電服務質量穩步提升。上半年全國平均供電可靠率99.8869%，同比上升0.0323個百分點；用戶平均停電時間4.94小時/戶，同比減少1.38小時/戶，其中故障平均停電時間2.45小時/戶，預安排平均停電時間2.49小時/戶。上半年城市地區平均供電可靠率99.9554%，用戶平均停電時間1.95小時/戶；農村地區平均供電可靠率99.8614%，用戶平均停電時間6.05小時/戶。

2020年，“獲得電力”服務水平持續提升，用電營商環境持續優化。在全球190個經濟體中，我國營商環境排名連續大幅躍升，2019年排至第31位，其中“獲得電力”排名由2018年的98位躍升至第12位，被世界銀行評價為“已接近或位于全球最佳實踐的前沿”。

在優質服務方面，2020年國家電網出臺了辦電更省時、辦電更省心、辦電更省錢、服務更便捷、服務更透明、服務更溫馨、用電更可靠、用電更經濟、用電更安全等九項舉措，三年將累計為國家電網公司經營區內企業節省投資超1000億元。

2020年4月，南方電網印發《2020年優化電力營商環境工作措施》，從提高“獲得電力”指標水平、提高優質服務能力等五方面提出了15條措施，在辦電程序環節數、接電時間、費用成本、供電可靠性等方面再次加碼，為南方五省區高質量發展營造優質電力營商環境。

2020年9月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發了《關于全面提升“獲得電力”服務水平持續優化用電營商環境的意見》，提出到2022年底前，在全國范圍內實現居民用戶和低壓小微企業辦電零上門、零審批、零投資；高壓用戶辦電省力、省時、省錢，推動用電營商環境持續優化。全國范圍內用電營商環境將在政府部門和企業的共同推動下持續優化。

五、全國電力投資回升，創近十年新高

（一）

電力總投資同比增長9.6%，為近十年最高水平

據國家能源局數據顯示，2020年全國電源基本建設投資完成5244億元，電網基本建設投資完成4699億元，兩項合計投資達到9943億元，同比增長9.6%。這是在2016～2018年投資接連收縮后的第二年增長。

表7 2011～2020年全國電力投資情況（單位：億元）

從近十年數據來看，電力投資總體呈增長態勢，“十二五”期間年均投資約為7800億元，“十三五”期間年均投資約為8800億元。2020年是近十年電力投資的最高水平，2012年電力投資7393億元為近十年最低。

圖17 2011～2020年全國電力投資總量及增速情況（單位：億元，%）

（二）

電力投資結構再次調整，網源投資差距繼續縮小

2020年全國電源基本建設投資占電力投資比重的53%，較上一年增加8個百分點；電網基本建設投資占電力投資的比重為47%，較上一年降低8個百分點。

圖18 2019年與2020年電網電源投資比重對比

近十年來，電力投資結構出現較大變化?！笆濉鼻叭觌娫赐顿Y雖略高于電網投資，但二者占比相當；自2014年起，電網投資持續增長，2018年電網投資接近電源投資近2倍，達到歷史峰值；2019年二者的差距縮小，為952億元，2020年二者的差距繼續縮到500余億元。

圖19 2011～2020年電網電源投資變化情況（單位：億元）

（三）

電網投資同比降低6.2%，為“十三五”期間最低水平

2020年全國電網基本建設投資完成4699億元，投資持續減少，同比降低6.2%，較2019年降低313億元，成為“十三五”期間最低投資額，與“十二五”末電網投資額相當?；乜唇?，電網投資呈現倒V形，“十二五”期間整體呈上升趨勢，“十三五”期間整體呈下降趨勢。

（四）

新能源投資大幅上揚，火電投資連續五年下滑

2020年全國電源基本建設投資完成5244億元，同比增長29.2%，可再生能源投資大幅上漲。其中，水電投資1077億元，同比增長19.0%；風電投資2618億元，同比增長70.6%，投資受到2020年風電光伏平價上網項目的拉動；火電投資553億元，同比下降27.3%，降幅進一步擴大，這與能源轉型、嚴控新增煤電投資政策及煤電投資回報下降關系較大；核電投資378億元，同比降低22.6%，成為近十年的最低水平，與2008年投資額同在400億元內。

近十年來，電源投資結構也出現明顯變化，其中，火電投資有五年占比排名第一，水電有二年占比第一，風電有二年占比第一。2015年、2019年、2020年風電投資分別為火電的1倍、2倍、4倍，2020年光電投資超過火電。

圖20 2011～2020年不同電源投資情況（單位：億元）

六、主要能耗指標持續下降，超低排放煤電機組9.5億千瓦

供電標準煤耗持續下降。據國家能源局發布的數據，2020年全國供電標準煤耗305.5克/千瓦時，同比再降0.9克/千瓦時，十年累計下降了23.5克/千瓦時。我國燃煤機組煤耗已連續四年優于《電力發展“十三五”規劃》中“燃煤發電機組經改造平均供電煤耗低于310克標準煤/千瓦時”的規劃目標。

圖21 2010～2020年供電煤耗和降幅（單位：克/千瓦時，%）

全國線損率再創新低。據國家能源局發布的數據，2020年全國線損率5.62%，同比下降0.31個百分點，繼續保持在6%以下，已經達到《電力發展“十三五”規劃》中“到2020年，電網綜合線損率控制在6.5%以內”的目標。通過電網設施改造更新等技術手段，以及更加科學的管理考核等諸多措施，全國線損率十年累計降低0.9個百分點。在全社會用電量超過7.5萬億千瓦時的情況下，這一成績單相當于每年節約用電676億千瓦時。

2020年廠用電率尚未見公開數據，但總體呈現的下降趨勢不變。2019年，全國廠用電率下降至4.67%，比上一年降低0.02個百分點。其中，火電6.01%，比上年升高0.06個百分點。隨著非化石能源發展和煤電機組技術提升，廠用電率下降的難度將越來越大，且升降不一。

圖22 2011～2020年全國線損率情況（單位：%）

表8 2011～2020年電力行業能耗情況

電力行業污染物排放持續下降。燃煤電廠超低排放改造持續推進，全國超低排放煤電機組累計達9.5億千瓦。據中電聯統計，2019年，煙塵排放總量同比下降14.29%，二氧化硫排放總量下降10.1%，氮氧化物排放總量下降3.13%。近十年來，污染物排放下降明顯。煙塵排放總量由2010年的160萬噸下降到2019年的18萬噸，排放績效由每千瓦時0.5克下降到0.038克；二氧化硫排放總量由2010年的926萬噸下降到2019年的89萬噸，排放績效由每千瓦時2.7克下降到0.187克；氮氧化物排放總量由2012年的948萬噸下降到2019年的93萬噸，排放績效由每千瓦時2.4克下降到0.195克。

表9 2010～2019年電力行業排放總量情況（單位：萬噸）

注：2016年數據來源于國家能源局發布資料，其他數據來自中電聯歷年《中國電力行業年度發展報告》。

表10 2010～2019年電力行業排放績效（單位：克/千瓦時）

注：數據來源于中電聯歷年《中國電力行業年度發展報告》。

電能替代再創新高。2020年，國家電網實現電能替代電量超過2000億千瓦時，終端電氣化水平達到27%。南方電網實現電能替代電量314億千瓦時，其中廣東207億千瓦時?！笆濉逼陂g全國電能替代規模超過8000億千瓦時，占新增用電規模的44%。

北方地區清潔取暖“煤改電”加速推進。據國家能源局公開數據顯示，截至2020年底，北方地區清潔取暖率達到約65%，京津冀及周邊地區、汾渭平原兩大重點區域清潔取暖率達80%以上。國家電網全面完成2020年北方15省份10248項“煤改電”配套電網工程建設任務，惠及北方地區17028個村271.1萬戶居民，其中包括京津冀周邊及汾渭平原重點區域15950個村242.3萬戶居民。2018～2020年，國家電網共為863萬戶居民實施“煤改電”，新增電供暖面積6.79億平方米。

充電設施覆蓋率大幅提升。中國電動汽車充電基礎設施促進聯盟數據顯示，2020年全國充電基礎設施增量為46.2萬臺，累計數量達168.1萬臺，同比增長37.9%。充電設施覆蓋全國450座城市，覆蓋率約為90%，全年充電量約為100億千瓦時。

碳市場建設穩步推進。自2013年陸續開市以來，我國持續推進全國碳市場制度體系建設，2017年底，印發《全國碳排放權交易市場建設方案(發電行業)》，以首批納入全國碳市場的1700余家發電企業為突破口，正式啟動全國碳排放權交易體系。截至2020年底，北京等七個試點碳市場總體保持了平穩運行的態勢，形成了各具特色的試點碳交易體系。試點碳市場在普遍覆蓋了轄區電力、鋼鐵、水泥等高排放行業的基礎上，結合轄區排放特征，納入了陶瓷、建筑等領域。同時，試點碳市場還逐步豐富了市場主體、交易產品與方式，除重點排放單位外，現有1082家（含1家境外投資機構）非履約機構和11169個自然人參與試點碳市場；在配額和國家核證自愿減排量（CCER）現貨交易的基礎上，探索開展了碳期貨等碳金融業務，創新碳普惠模式，不斷提高配額有償分配比例，提高碳定價效率。

據生態環境部數據顯示，中國試點碳市場已成長為配額成交量規模全球第二大的碳市場。截至2020年8月末，七個試點碳市場配額累計成交量為4.06億噸，累計成交額約為92.8億元。在二級市場交易方面，七個試點碳市場配額累計成交量約3.8億噸，累計成交額達81.3億元，構成了市場流通的主體部分。

七、電力體制改革深入推進

（一）

輸配電價監管體系基本完善

2020年1月，國家發展改革委印發《區域電網輸電價格定價辦法》和《省級電網輸配電價定價辦法》。據此定價辦法，在完善定價制度、嚴格成本監審的基礎上，9月核定了第二監管周期5個區域電網輸電價格，制定出臺了省級電網第二監管周期輸配電價，印發了《關于核定2020～2022年區域電網輸電價格的通知》《關于核定2020～2022年省級電網輸配電價的通知》，考慮到2020年應對疫情降電價（電費）的影響，新的輸配電價從2021年起執行。這標志著我國輸配電價監管體系基本完善。與第一監管周期相比，第二監管周期輸配電價核定在諸多方面取得了重要突破，表現為“一個全面、三個首次”，即全面完善了定價規則，規范了定價程序，實現了嚴格按機制定價；首次實現了對所有省級電網和區域電網輸配電價核定的一次性全覆蓋，首次核定了分電壓等級理論輸配電價，首次將“網對網”外送輸電價格納入省級電網核價。

（二）

電力交易機構股份制改造提速

2020年2月，國家發展改革委、國家能源局印發《關于推進電力交易機構獨立規范運行的實施意見》，明確電力交易機構單一股東持股比例不得超過50%。截至2020年7月，國家電網公司經營區內北京電力交易中心和27家省級電力交易機構全部完成股份制改造，28家電力交易機構共引入非電網企業股東超過240家，四成電力交易機構引入民營企業參股，國家電網公司對28家電力交易機構的持股比例全部降至80%以下。其中，北京電力交易中心增資協議簽約，引入10家投資主體，國家電網公司股權被稀釋至70%。

2020年9月，廣州電力交易中心有限責任公司增資項目在北京產權交易所正式披露。本次增資完成后，南方電網公司持股比例約為39%，南方五省區政府出資企業持股比例約39%，新進不超過7家投資者合計持股不超過22%。廣州電力交易中心有望成為全國首家實現電網企業持股比例低于50%的電力交易機構。

（三）

電力中長期交易規則更加完善

2020年6月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《電力中長期交易基本規則》，對2016年發布的《電力中長期交易基本規則（暫行）》進行了修訂，重點從市場準入退出、交易組織、價格機制、安全校核、市場監管和風險防控等方面進行補充、完善和深化，新增“配售電企業、儲能企業”等市場成員，新增月內（多日）交易周期，提出“滾動撮合交易”這一交易方式和“允許探索容量市場和容量補償機制的設計”，用戶側購電價格增加了輔助服務費用，豐富了交易周期、交易品種和交易方式，優化了交易組織形式，提高了交易的靈活性和流動性。

（四）

電力現貨市場開展長周期結算試運行

繼2019年全國首批8個電力現貨市場建設試點全部啟動結算試運行之后，2020年，試點連續結算試運行的周期進一步拉長，同時相關配套規則進一步完善。2020年3月底，國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司聯合印發《關于做好電力現貨市場試點連續試結算相關工作的通知》。4月30日，甘肅電力現貨市場結算試運行在穩定有序運行43天后退出，率先完成長周期結算試運行。6～7月，福建實現全月連續結算試運行。8月，山西、南方（以廣東起步）電力現貨市場開展了首次全月結算試運行，標志著試點走向實際現貨市場運行更近一步。其中，南方（以廣東起步）試點是全國唯一實現發用兩側同時參與的市場，與其他7個試點有顯著區別。11月，山東實現全月結算試運行，并試行容量補償電價，取得了初步效果。

（五）

電力輔助服務市場實現全國全覆蓋

2020年，全國范圍基本建立電力輔助服務市場機制，完成《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》主要目標。一是覆蓋范圍進一步擴大，實現全國全覆蓋。區域省間輔助服務市場方面，國網經營區內除西南區域外，其他五個區域相繼出臺了區域省間輔助服務市場運營規則，其中，華中電力調峰輔助服務市場4月首次開展調電結算試運行。南方區域統一調頻輔助服務市場系統于11月17日正式投入運行，是全國首個上線運行的區域調頻市場系統，該調頻市場預計年底啟動試運行。省內輔助服務市場方面，國網經營區內除上海、四川、西藏三省市外，其余省份均出臺了輔助服務市場運營規則。4月，福建調頻輔助服務市場在試運行一年后轉入正式運行。5月，湖南省電力輔助服務市場啟動模擬運行。6月，《湖北電力調峰輔助服務市場運營規則（試行）》印發。11月，《江西省電力輔助服務市場運營規則（試行）》印發；國家能源局華北監管局修訂《河北南網電力調峰輔助服務市場運營規則》。二是市場參與主體日趨多元。河北、浙江、安徽等13個省級和1個區域級市場明確了需求側響應資源和儲能的市場主體地位。三是主要為調峰輔助服務，部分省市開展了調頻輔助服務和備用輔助服務。五個區域全部開展了省間調峰輔助服務市場，湖南省開發了適應湖南電網的深度調峰交易、啟停調峰交易、旋轉備用交易和緊急短時調峰交易四個交易品種。

（六）

增量配電改革穩步前行

自增量配電改革啟動以來，國家發展改革委、國家能源局分五批次明確了459個試點，其中，國網范圍內試點483個，陸續發布二十余份文件，從項目業主確定、配電區域劃分、增量配電網投資建設與運營、部分試點退出等多方面予以指導和規范，并展開項目督查，但總體看，增量配電業務雖穩步前行，取得初步成效，但總體效果不及預期。據《2020年增量配電發展研究白皮書》統計，在前四批404個試點中，取消24個試點、202個試點確定招標方式、250個試點確定業主、118個試點公布股比、150個試點確定供電范圍、138個試點取得電力業務許可證（供電類）。目前，網對網的身份與電價、調度、存量資產處置、難以接入電源等問題制約項目試點落地。

（七）

持續降低用電成本

電網公司落實《國家發展改革委辦公廳關于疫情防控期間采取支持性兩部制電價政策 降低企業用電成本的通知》和2020年政府工作報告“降低工商業電價5%政策”。2020年上半年，國家電網累計降低客戶用電成本450億元。其中，減免大工業企業電費211億元、一般工商業企業電費110億元，支持性兩部制電價政策減免電費129億元。預計全年減免電費約926億元。南網全年降低用戶用電成本200億元、惠及工商業用戶840萬戶。

八、2021年電力發展展望

（一）

電力供需總體平衡，保障能力將不斷增強

2021年，是我國實施“十四五”規劃開局之年、全面建設社會主義現代化國家新征程開啟之年。疫情變化和外部環境存在諸多不確定性，國內外經濟環境復雜，我國經濟面臨轉型升級的重要任務，能源發展也將進入關鍵期。

在上年低基數情況下，預計2021年全國電力供需總體平衡、局部地區高峰時段電力供應偏緊甚至緊張。中電聯預測，2021年全社會用電量增速前高后低，全年增長6%～7%。針對2021年可能出現的電力供應緊張情況，中電聯建議，切實落實國家關于煤炭的保供穩價措施。密切跟蹤經濟走勢、電力需求、天氣變化，合理安排電網運行方式，加強電網運行方式和電力電量平衡協調。

（二）

加速低碳轉型，推動煤電盡早達峰

推動實現碳達峰、碳中和，能源是主戰場，電力是主力軍。電力行業將加速低碳轉型，推動煤電盡早達峰。

煤電碳排放是能源行業碳排放最大來源。電力結構調整任重道遠，“十四五”期間亟需嚴控煤電總量、優化布局，統籌有序推進煤電規劃實施。發揮電力系統煤電保底的支撐作用，同時，要繼續推進機組靈活性改造，加快煤電向電量和電力調節型電源轉換，實現煤電盡早達峰并在總量上盡快下降。

（三）

提升靈活調節能力，構建以新能源為主體的新型電力系統

中央財經委員會第九次會議提出，要構建清潔低碳安全高效的能源體系，控制化石能源總量，著力提高利用效能，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統。

能源電力新增裝機將主要由可再生能源來實現。到“十四五”末，可再生能源將從原來能源電力消費的增量補充，變為能源電力消費增量的主體。為接納占比日益攀升的新能源，要構建相適應的電力產供儲銷體系，提升電力系統靈活調節能力，推動源網荷儲互動融合，提升系統運行效率。要加大新型電力系統關鍵技術的推廣應用，推進電力市場建設和體制機制創新。要完善清潔能源消納長效機制，加速電力結構低碳轉型。

（四）

電力投資穩中有升，新能源投資增長明顯

據部分發電集團的“十四五”新能源裝機規劃數據，全國風能、太陽能、生物質能等非化石能源的投資和開發力度會提速，帶動上下游及電網投資增長?！靶禄ā钡闹攸c領域，新能源汽車充電樁投資力度會繼續加大，也將帶動電網投資以及車網協同發展。

（五）

電力體制改革進一步深化，促進資源優化配置

中央財經委員會第九次會議作出深化電力體制改革的部署。2021年將以第二輪輸配電價核定為契機，理順電價形成機制，進一步擴大跨區跨省電力交易，加快完善可再生能源消納市場機制和碳市場機制、完善輔助服務市場、加速電力現貨市場建設以及各市場之間的銜接。2021年，從連續結算試運行周期看，8個試點地區將陸續開展3個月以上連續結算試運行，具備條件地區或將開展連續不間斷結算運行；從現貨試點范圍看，大部分地區將陸續啟動現貨市場改革試點工作，南方（以廣東起步）電力現貨市場也將逐步納入其他四?。▍^）。市場規則、交易組織流程以及技術支持系統將在實踐中進一步檢驗完善。

2020年全國電力工業統計快報一覽表

（總注：本文所引用數據均來自權威部門資料。因統計口徑不同等原因，部分數據存在相互出入問題，個別較去年版本做了修正，或根據實際情況進行了調整。對于不影響總體判斷的數據，保留了原始引用數據。）

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