2020年04月14日 | 我国电力发展与改革形势分析（2020）

2019年，我国经济运行总体平稳，发展质量稳步提升，GDP总量和人均水平升至新的历史节点。2020年是全面建成小康社会和“十三五”规划收官之年，是实现第一个百年奋斗目标，为“十四五”良好开局打下更好基础的关键之年。我国经济稳中向好、长期向好的基本趋势没有改变，但经济下行压力加大，加之新冠肺炎疫情冲击，国内外经济增长预期均有不同程度的下调，电力高质量发展内外环境更加复杂，机遇与挑战并存。本文结合近十年电力运行情况，多维度、立体解析我国电力供需态势、运行特点、改革进展、发展方向等内容，供参考。

我国电力发展与改革形势分析（2020）

郑徐光  王雪辰  赵君陶

（能源情报研究中心）

2019年，我国经济运行总体平稳、稳中有进。今年2月底国家统计局发布《2019年国民经济和社会发展统计公报》显示，初步核算，2019年国内生产总值990865亿元，比上年增长6.1%。按照年平均汇率折算，我国GDP总量达到14.4万亿美元，稳居世界第二，人均GDP突破10000美元。我国GDP总量和人均水平都达到了一个新的历史节点。

2019年，我国全社会用电量平稳增长，消费结构持续优化，以4.5%的电力消费增速支撑国民经济6.1%的增长。这一年，能源消费总量48.6亿吨标准煤，比上年增长3.3%，增速与上年持平，电力消费增速比上年回落了4个百分点。电力装机规突破20亿千瓦，电力生产供应能力持续提升，电源结构进一步优化，供电服务质量稳步提升，但电源装机、电网规模增长放缓。电力供需形势延续总体平衡态势。

2019年，电力行业节能减排深入推进。全国平均供电煤耗、线损率、污染物排放水平均稳步下降，煤电机组超低排放改造比例进一步提升，随着国内碳市场建设的深入推进，火电行业的碳管理压力加大。

2019年，电力体制改革取得新进展。第二轮输配电定价成本监审启动，市场交易电量比重进一步提高，电力辅助服务市场范围扩大，挖掘系统调峰潜力约6500万千瓦，电力现货市场建设试点全部进入结算试运行，增量配电业务改革试点扩大并启动第五批试点申报，持续优化电力营商环境，降低社会用电成本近千亿元。

展望2020年，我国将全面建成小康社会，实现第一个百年奋斗目标。当前，经济下行压力加大，加之新冠肺炎疫情冲击，国内外经济增长预期均有不同程度的下调，无疑会进一步降低用电增长预期，电力发展内外环境更加复杂。但综合来看，我国经济长期向好的基本面没有改变，电力行业高质量发展的势头仍将持续。

一、全社会用电量平稳增长，电力消费结构持续优化

（一）

全社会用电量同比增长4.5%，首次突破7万亿千瓦时

2019年，我国全社会用电量平稳增长。根据中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）数据，2019年，全国全社会用电量7.23万亿千瓦时，同比增长4.5%、增速同比降低约4个百分点，是2015年以来最低增速。三大产业以及城乡居民生活用电量需求增速降低、2018年高基数等因素，共同导致全社会用电量增速回落。根据国家统计局数据，初步核算，2019年能源消费总量48.6亿吨标准煤，比上年增长3.3%。煤炭消费量增长1.0%，原油消费量增长6.8%，天然气消费量增长8.6%。天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费量占能源消费总量的23.4%，上升1.3个百分点。

图1  2010～2019年全国全社会用电量及增速情况（单位：亿千瓦时，%）

注：2019年数据来自于中电联快报，其他来自中电联历年电力工业统计数据，增速系计算所得，如无特殊标注，下同

图2  2018、2019年全国全社会用电量季度增速

2019年，各季度全社会用电量增速分别为5.5%、4.5%、3.4%和4.7%。通过对比可以看出，2019年每个季度增速均低于2018年同期水平。

（二）

第三产业和居民用电拉动作用明显，电力消费结构继续优化

2019年，各产业用电量稳步增长。分产业看，第一产业用电量780亿千瓦时，同比增长4.5%；第二产业用电量49362亿千瓦时，同比增长3.1%，其中，工业用电量48473亿千瓦时，同比增长2.9%；第三产业用电量11863亿千瓦时，同比增长9.5%；城乡居民生活用电量10250亿千瓦时，同比增长5.7%。

表1   2010～2019年分产业用电量（单位：亿千瓦时）

注：2018年3月，国家统计局《关于修订<三次产业划分规定（2012）>的通知》明确将“农、林、牧、渔服务业”调整到第三产业后，再更名为“农、林、牧、渔专业及辅助性活动”，电力行业按照最新的标准开展行业统计工作，为保证数据可比，2017年之后的数据已根据新标准重新分类

2019年，三个产业和城乡居民生活用电增速分别降低5.3、4.1、3.2、4.7个百分点。第二产业中四大高载能行业用电量比上年增长2.0%，其中，建材行业用电量增速为5.3%，黑色行业用电量增速为4.5%，化工行业用电量与上年持平，有色行业用电量降低0.5%；高技术及装备制造业、消费品制造业、其他制造业用电量增速相对平稳，用电量分别比上年增长4.2%、2.2%、6.3%。第三产业中的信息传输/软件和信息技术服务业、租赁和商务服务业、房地产业、批发和零售业、交通运输/仓储和邮政业用电量实现快速增长，用电量增速均在10%以上。

图3  2018、2019年分产业用电量情况（单位：亿千瓦时）

近年来，第二产业占全社会用电量比重持续下降，第三产业和城乡居民用电占比持续增加，且自2009年以来，第三产业用电增速持续高于居民生活用电增速。值得一提的是，2019年，第三产业和城乡居民生活用电分别拉动全社会用电量增长1.5和0.8个百分点，两者对全社会用电量增长的贡献率分别为33.1%和17.9%，合计达到51.0%，其中，第三产业贡献率比上年提高10.1个百分点。

2019年，东、中、西部和东北地区全社会用电量分别比上年增长3.6%、4.5%、6.2%、3.7%，增速较上一年分别回落3.3、5.1、4.7、3.2个百分点；用电量占全国比重分别为47.2%、18.7%、28.3%、5.8%，其中，西部同比提高1.4个百分点，东部、中部分别下降1.1、0.3个百分点。全国共有28个省份用电量实现正增长。

二、全国发电装机和发电量增速均放缓，清洁能源装机占比进一步提升

（一）

全国电力装机增速放缓，装机规模突破20亿千瓦

截至2019年底，全国全口径发电装机容量20.1亿千瓦，同比增长5.8%，增速较上年降低0.7个百分点。全国新增发电装机10173万千瓦，比2018年少投产2612万千瓦，但仍继续延续新增容量超过亿千瓦的趋势。

从装机总量看，近十年来，我国发电装机保持增长趋势。2010～2019年，我国发电装机累计容量从9.66亿千瓦增长到20.11千瓦，已连续七年稳居全球第一装机大国地位。

从装机增速看，自2015年之后，我国装机增速呈下降趋势。继2018年创出6.5%的十年新低之后，2019年再度“下探”——电力装机增速仅达到5.8%，低于GDP6.1%的增速，高于全社会用电增速1.3个百分点。

图7  2010～2019年全国电力装机及增速情况（单位：万千瓦，%）

从新增发电装机规模看，连续七年新增容量过亿千瓦。其中，2015年、2017年我国新增发电装机超过1.3亿千瓦，在十年新增装机排名中居前两位。受经济下行压力增大、电力供需形势变化等影响，2018、2019年我国新增装机规模连续下滑。2019年全国新增发电装机规模大幅减少，比上年少投产2612万千瓦，同比降低约20.4%。

图8  2010～2019年全国新增电力装机容量情况（单位：万千瓦）

（二）

发电装机绿色转型持续推进，非化石能源装机占比近41%

2019年，我国电源结构持续优化。截至2019年底，水电装机3.6亿千瓦、火电11.9亿千瓦（包括煤电10.4亿千瓦、气电9022万千瓦）、核电4874万千瓦、并网风电2.1亿千瓦（陆上风电2.04亿千瓦、海上风电593万千瓦）、并网太阳能发电2.0亿千瓦、生物质发电2254万千瓦。火电占比进一步降低，约59.2%，较上一年降低1个百分点，风电、光电、核电等非化石能源占比则进一步增加，占比近41%。从十年历史数据来看，非化石能源装机比重明显上升。风电、光电、水电、核电发电装机比重共上升了14.24个百分点。

表2   2010～2019年全国电力装机结构（单位：万千瓦）

从发电量看，2019年，全国全口径发电量为7.33万亿千瓦时，比上年增长4.7%，与2018年相比下降了3.7个百分点，增速有所放缓。全国非化石能源发电量2.39万亿千瓦时，比上年增长10.4%，占全国发电量的比重为32.6%，比上年提高1.7个百分点，其中，水电、核电、并网风电和并网太阳能分别比上年增长5.7%、18.2%、10.9%和26.5%，非化石能源电力供应能力持续增强。全国全口径火电发电量5.05万亿千瓦时，比上年增长2.4%；其中，煤电发电量4.56万亿千瓦时，比上年增长1.7%。

图9   2018～2019年全国发电量及增速情况（单位：万亿千瓦时，%）

从装机增速看，2019年，火电装机同比增长4.1%，较2018年高出1.1个百分点。风电装机同比增长14%，较2018年增速高出1.6个百分点。光伏发电、核电装机虽仍以17.4%、9.1%的速度增长，但较上一年增速大幅下降，分别减少16.3、15.6个百分点。水电装机同比增长1.1%，较2018年降低1.4个百分点。

图10   2018～2019年不同电源发电装机增速情况

从电源结构看，十年来我国传统化石能源发电装机比重持续下降、新能源装机比重明显上升。2019年火电装机比重较2010年下降了14.24个百分点，风电、光电、水电、核电发电装机比重共上升了14.24个百分点，发电装机结构进一步优化。

（三）

风电新增装机持续增长，光电、核电、水电新增规模大幅降低

2019年，非化石能源继续保持新增发电装机的主体地位。全年全国新增发电装机容量10173万千瓦，同比降低约20.4%，其中，新增非化石能源发电装机容量6389万千瓦，占新增发电装机总容量的62.8%。

分类型看，2019年，火电（包括煤电、气电、生物质发电）新增装机占全部新增装机的40.2%，太阳能发电新增装机占比26.4%，风电新增装机占比25.3%，水电新增装机占比为4.1%，核电新增装机占比4%。以风电、太阳能发电为代表的新能源发电合计占比超过51%，连续三年成为新增发电装机的最大主力。

图14  2019年各类发电新增装机结构

从各类电源新增装机规模看，2019年，新增火电装机4092万千瓦，连续四年下降，同比下降288万千瓦，降幅较上一年进一步扩大。新增并网风电和太阳能发电装机容量分别为2574万千瓦和2681万千瓦，分别比上一年多投产447万千瓦和少投产1844万千瓦。新增水电和核电装机分别417万、409万千瓦，不足上一年新增规模的一半。

表3   2010～2019年各类发电新增装机情况（单位：万千瓦）

2019年，全国风电新增并网装机2574万千瓦，其中陆上风电新增装机2376万千瓦、海上风电新增装机198万千瓦。2019年我国再次成为海上风电新增装机最多的国家，较第二位的英国多出22万千瓦。

近两年，我国风电快速发展，新增装机增速分别为23.6%、21%，连续两年增速超过21%，风电发展走出“十三五”初期的低迷态势，重返高速增长。推动风电新增装机持续增长的重要原因之一是风电平价预期。从风电新增装机布局上看，中东部和南方地区新增装机占比约45%，“三北”地区占55%，风电开发布局进一步优化。

自2015年起，我国光电装机规模快速扩大。2017、2018年我国光电新增装机容量分别为5341万千瓦、4525万千瓦，均超过火电新增装机容量。然而，2019年新增装机仅2681万千瓦，同比下降40.8%。2019年5月，我国启动光伏发电竞价项目申报，7月公布全国首批竞价配置光伏补贴项目，为项目建设留下的时间略短。如果从建设工期看，2019年半年的项目建设时间约建成2018年全年新增规模的一半，产业发展则基本保持稳定。

图15  2010～2019年海上风电装机和新增装机情况（单位：万千瓦）

图16  2010～2019年风光发电新增装机情况（单位：万千瓦）

2019年，核电新增装机较上年减半。2019年核电新增装机409万千瓦，较上年同期少投产475万千瓦，同比减少53.8%。2019年，我国新核电项目陆续开闸，成功打破三年来的“零核准”记录，释放出核电重启的信号。2019年内获核准的山东荣成、福建漳州1-2号机组、广东太平岭1-2号机组均采用中国自主知识产权的三代核电技术，其中，山东荣成采用“国和一号”技术，福建漳州和广东太平岭工程采用“华龙一号”技术，而且福建漳州一号机组已于2019年10月开工建设。

图17   2010～2019年核电装机和新增装机情况（单位：万千瓦）

2015年以来，火电新增装机继续呈逐渐缩减之势，但装机量仍占重头。火电装机全年新增4092万千瓦，较上年同期少投产288万千瓦，同比下降6.6%。其中，新增煤电、气电装机容量分别为2989万千瓦和629万千瓦，分别比上年少投产67万千瓦和255万千瓦。

2019年，生物质发电新增装机473万千瓦，累计装机达到2254万千瓦，同比增长26.6%；全年生物质发电量1111亿千瓦时，同比增长20.4%，继续保持稳步增长势头。累计装机排名前五位的省份是山东、广东、浙江、江苏和安徽。

2019年，水电新增装机417万千瓦，较上年少投产442万千瓦，同比下降51.4%。事实上，自2013年以来，我国水电新增装机整体呈下降趋势，2019年更是达到十年最低点。《水电发展“十三五”规划》要求，2020年我国水电总装机容量达到3.8亿千瓦，目前还有约2400万千瓦的差距。目前在建大中型水电工程总装机1亿千瓦，按照项目投产发电预期目标，难以完成“十三五”发展任务。

图18  2010～2019年火电装机和新增装机情况（单位：万千瓦）

图19   2017～2019年生物质发电装机及增速情况（单位：万千瓦，%）

图20   2010～2019年水电装机和新增装机情况（单位：万千瓦）

三、电力供需形势保持总体平衡，火电设备平均利用小时数同比下降

2019年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3825小时，同比减少54小时。其中，水电设备平均利用小时为3726小时，同比增加119小时；火电设备平均利用小时为4293小时，同比减少85小时。

从全国发电设备平均利用小时来看，除2011和2018年发电设备平均利用小时数略有回升外，近十年总体呈下滑之势。自2015年开始，全国发电设备平均利用小时数开始跌进4000小时以内。随着供给侧结构性改革效果的显现，2018年平均利用小时数略微回升，电力供需形势由总体宽松转为总体平衡。2019年电力供需形势继续延续总体平衡态势。

分电源看，2019年全国火电设备平均利用小时为4293小时，同比减少85小时。分析原因，主要受全社会用电量增速放缓、清洁能源消纳比重逐步提升等多重因素影响。随着我国火电产业结构布局优化，我国火电设备平均利用小时数将趋于稳定。火电利用小时数较高的地区是内蒙古、河北、海南、湖北、安徽等地，作为火电装机大省的山东、江苏、广东、河南、浙江等地火电利用小时数排名靠后。如果火电，特别是煤电的平均利用小时数长期保持在4000小时左右，需要重新审视煤电的经济性，有效指导煤电投资。

表4   2010～2019年发电设备利用小时数（单位：小时）

2019年水电设备平均利用小时数有大幅提升，为3726小时，比上年提高119小时，为十年内最高值。据国家能源局数据，2019年全国主要流域弃水电量约300亿千瓦时，同比减少278亿千瓦时，水能利用率96%，同比提高4个百分点，弃水状况明显缓解。水电消纳形势好转主要得益于西南水电外送通道（如滇西北直流、川渝第三通道）建成投产，以及云南、四川等水电大省本地消纳能力增加。此外，严控小水电政策也对缓解水电消纳矛盾起到一定作用。

2019年核电平均利用小时7394小时，同比降低149小时。究其原因，2019年6月新并网的广东台山核电厂2号机组（3278小时）、阳江核电厂6号机组（3509小时）和2019年前三季度一直处于修理状态的三门核电厂2号机组（787小时）拉低了核电设备的平均利用小时。近十年来，核电利用小时呈现波动态势，2015年出现明显下降，2016年再次大幅下降，2018年大幅回升。2019年4月，国家发展改革委公布《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》，提出了对三代核电机组发电量保障和电价保障的要求，体现了国家政策层面对三代核电消纳的支持。

图21  2010～2019年不同电源发电设备利用小时变动情况

据国家能源局数据，2019年，全国包括水电、风电、光伏发电、生物质发电等在内的可再生能源利用水平不断提高，弃水、弃风、弃光状况明显缓解。2019年全国风电弃风电量169亿千瓦时，同比减少108亿千瓦时，全国平均弃风率为4%，同比下降3个百分点，继续实现弃风电量和弃风率的“双降”。大部分弃风限电严重地区形势好转，目前，全国弃风率超过5%的省（区、市）仅剩新疆、甘肃、内蒙古三个地区，风电并网消纳工作取得明显成效。2019年全国弃光电量46亿千瓦时，全国平均弃光率2%，同比下降1个百分点。光伏消纳问题主要出现在青海、西藏、新疆、甘肃等地区。其中，青海受新能源装机大幅增加、负荷下降等因素影响，弃光率上升至7.2%，同比上升2.5个百分点。局部地区弃风、弃光问题仍需重视。新能源消纳形势好转后，新增并网装机快速增加，全国新能源消纳压力仍巨大。即使今年的清洁能源消纳三年行动计划目标任务实现，清洁能源消纳工作也不容松懈。

按照2019年5月国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》要求，自2020年1月1日起，对消纳责任权重全面进行监测评价和正式考核。事实上，国家能源局发布的《2018年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》显示，截至2018年，全国已有11个省（区、市）率先达到2020年非水电可再生能源电力最低消纳权重，19个省（区、市）尚未完成，其中京津冀、黑龙江、甘肃和青海的非水电可再生能源电力消纳比重较2020年最低消纳权重仍有较大差距。

四、全国电网规模增长放缓，供电服务质量稳步提升

据中电联数据，2019年全国新增220千伏及以上变电设备容量23042万千伏安，比上年多投产828万千伏安，同比增长3.7%；全国新增220千伏及以上输电线路回路长度3.4万千米，比上年少投产7070千米，同比减少17.2%；新增直流换流容量2200万千瓦，比上年减少1000万千瓦，同比下降31.3%。

截至2019年底，全国220千伏及以上变电设备容量达到426392万千伏安，同比增长为5.7%；全国220千伏及以上输电线路回路长度达到75.48万千米，同比增长4.1%；全国跨区、跨省送电量达到5405亿千瓦时和14440亿千瓦时，分别比上年增长12.2%和11.4%。与2009年数值相比，变电容量增加了2.42倍，线路长度增加了1.89倍。

从近两年增速来看，电网规模增长放缓。2019年全国220千伏及以上变电设备容量、输电线路回路长度分别同比增长5.7%、4.1%，相较于2018年的增速分别下降了0.45、2.9个百分点。但新增规模基本保持近几年平均水平，变电设备增量超过2亿千伏安，输电线路回路长度增长保持在3.3万千米以上。

特高压建设方面，2019年，全国共有张北—雄安、驻马店—南阳、青海—河南、陕北—湖北、雅中—江西等5条特高压线路开工建设。2018年开工的乌东德电站送电广东广西特高压线路、北京西—石家庄1000千伏交流特高压目前正在建设中。截至2020年3月，我国共有25条在运特高压线路、7条在建特高压线路以及7条待核准特高压线路。

图22   2010～2019年220千伏及以上变电设备容量情况（单位：万千伏安，%）

图23   2010～2019年220千伏及以上线路回路长度情况（单位：千米，%）

图24  截至2020年3月我国特高压建设现状

2019年，全国供电可靠性稳步提升。国家能源局数据显示，2019年上半年，全国平均供电可靠率为99.8546%，同比升高0.02个百分点；系统平均停电时间6.32小时/户，同比减少0.08小时/户，系统平均停电频率1.42次/户，同比减少0.01次/户。其中，城市平均供电可靠率为99.9539%，系统平均停电时间2.00小时/户，系统平均停电频率0.48次/户；农村平均供电可靠率为99.8182%，系统平均停电时间7.90小时/户，系统平均停电频率1.76次/户。

2019年，电力营商环境持续优化。2019年，我国营商环境排名跃升至全球第31位，“获得电力”指标是其中重要内容，我国这一指标也从2018年的全球第14位上升至第12位。

五、全国电力投资延续下降态势，电源投资有所回升

（一）

电力总投资降至8000亿元以下，连续三年下降

国家能源局数据显示，2019年全国电源基本建设投资完成3139亿元，电网基本建设投资完成4856亿元，两项合计投资达到7995亿元，连续三年缩减，回落至8000亿元以下，同比降低99亿元，但降幅有所收窄。这是电力投资自2015年连续四年超过8000亿元后，重返8000亿以下。

表5   2010～2019年全国电力投资情况（单位：亿元）

从近十年数据来看，2012年电力投资7393亿元为近十年最低，2016年8839亿元为近十年最高，之后逐步回落。

图25  2010～2019年全国电力投资总量及增速情况（单位：亿元，%）

（二）

电力投资结构动态调整，电源投资占比同比有所提高

2019年全国电源基本建设投资占电力投资的比重为39.3%，较上一年增加5.7个百分点；电网基本建设投资占电力投资的比重为60.7%，较上一年降低5.7个百分点。近十年来，网源投资结构出现较大变化。在“十二五”前三年，电网投资略低于电源投资，占比基本相当；自2014年起，电网投资持续超过电源投资，并在2018年超过电源投资近1倍，达到历史峰值，2019年二者的差距略有缩小。

图26   2018年与2019年网源投资比重对比

图27  2010～2019年电网电源投资情况（单位：亿元）

（三）

电网投资同比降低9.6%，配网投资占比持续提升

2019年全国电网基本建设投资完成4856亿元，同比降低9.6%，较去年降低517亿元，成为“十三五”前四年最低投资额。其中，110千伏及以下电网投资占电网投资的比重为63.3%，比上年提高5.9个百分点。电力供需形势、输配电价改革、特高压建设进程、农网升级改造及配网建设等是影响电网投资增速的重要因素。

从企业投资角度看，2019年，国网实际完成电网投资4473亿元，其中，农村电网改造投资资金1590亿元，约占35.3%；南网农村电网改造投资资金超80亿元。

（四）

水电投资大幅上扬，火电、核电投资持续下降

2019年，电源基本建设投资完成3139亿元，同比增长12.6%，扭转了“十三五”前四年投资下滑的态势，而且非化石能源投资大幅上涨。其中，水电投资814亿元，同比增长16.3%；火电投资630亿元，在2018年降低9.4%的情况下，同比降幅进一步扩大，达20%，这与煤电投资回报下降和严控新增煤电投资政策关系较大；核电投资335亿元，同比降低25%，投资持续下降。