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年度重磅|我国电力发展与改革形势分析(2021)

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【核心提示】2020年,电力行业高质量发展取得新的进展。全国电力供需总体平衡,生产消费结构持续优化,可再生能源发电装机总规模达到9.3亿千瓦,占总装机的比重达到42.4%,发电量达到2.2万亿千瓦时,占全社会用电量的比重达到29.5%;电力体制改革持续深化,输配电价监管体系基本完善,市场交易电量超过3.1万亿千瓦时,同比增长11.7%;节能降耗更进一步,供电标准煤耗305.5克/千瓦时,同比再降0.9克/千瓦时。本报告结合近十年电力运行情况,从多元角度剖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(2021)

来源:能源研究俱乐部

ID:nyqbyj

作者:崔晓利 王雪辰

(能源情报研究中心)

2020年是新中国历史上极不平凡的一年。我国经济运行逐季改善、逐步恢复常态,在全球主要经济体中唯一实现经济正增长,脱贫攻坚战取得全面胜利,决胜全面建成小康社会取得决定性成就。我国经济总量首次突破100万亿元大关,国内生产总值达到1015986亿元,比上年增长2.3%。

2020年,电力高质量发展取得新进展。全国电力供需总体平衡,供需结构持续优化。全国全口径发电装机容量22亿千瓦,非化石能源发电装机容量合计9.8亿千瓦,占比为44.8%,创历史新高。全口径发电量为7.62万亿千瓦时,可再生能源发电量达到2.2万亿千瓦时。电力体制改革更进一步,输配电价监管体系基本完善,市场交易电量超过3.1万亿千瓦时,同比增长11.7%。同时,节能降耗更进一步,供电标准煤耗305.5克/千瓦时,同比再降0.9克/千瓦时。

2021年是“十四五”规划开局之年,我国进入新发展阶段。2021年我国经济将延续稳健复苏态势,预计用电消费呈恢复性增长态势,电力供需总体平衡。在2030年前碳达峰、2060年前碳中和的目标要求下,电力行业要保障电力安全可靠供应,加快清洁低碳转型,实现碳减排目标。

一、全社会用电量平稳增长,电力消费结构日益优化

(一)

全社会用电量同比增长3.1%,增速趋缓

2020年,我国全社会用电量平稳增长,增速略放缓。根据中国电力企业联合会(以下简称“中电联”)数据,2020年,全社会用电量75110亿千瓦时,同比增长3.1%。受疫情影响,2020年电力需求和电力供应都出现了诸多变数,呈现出不确定性,尤其是第二、三产业受冲击较大。下半年随着复工复产、复商复市持续推进,用电需求较快回升。

“十三五”时期全社会用电量年均增长5.7%,较“十二五”时期回落0.6个百分点。2015年是“十三五”的开局之年,我国宏观经济增速换挡,进入发展新常态,增长方式发生转变,当年全社会用电量5.69万亿千瓦时,增速回落至0.96%,为多年来最低值。2016年后产业结构加快升级,全社会用电量增速回升,2019年全社会用电量增速增长至4.47%。2020年因突如其来的疫情,用电需求再次受到影响,我国通过采取严密的防控措施,持续推进复工复产、复商复市,经济在第二季度实现恢复性增长,全社会用电量增速摆脱较低预期,实际增速达到3.1%。

图1 2011~2020年全国全社会用电量及增速情况(单位:亿千瓦时,%)

注:2020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。

(二)

季度用电随复工复产进度攀升

2020年各季度全社会用电量增速稳步回升,与各季度经济增速走势一致,四季度恢复态势强劲。2020年各季度全社会用电量增速分别为-6.5%、3.9%、5.8%、8.1%。一季度由于疫情原因,用电量增速大幅下降。随着经济运行稳步复苏,二、三、四季度用电量增速逐渐回升,四季度增速8.1%,为近几年最高值。经济运行稳步复苏是用电量增速回升的最主要原因。全社会用电量季度增速变化趋势,反映出随着疫情得到有效控制以及国家逆周期调控政策逐步落地,复工复产、复商复市持续取得明显成效,国民经济持续稳定恢复。

图2 2018~2020年全国全社会用电量季度增速(单位:%)

(三)

产业用电增速逐季上升

2020年,第二、三产业用电增幅较小。分产业看,第一产业用电量859亿千瓦时,同比增长10.2%,是唯一实现两位数增长的产业。第二产业用电量51215亿千瓦时,同比增长2.5%。第三产业用电量12087亿千瓦时,同比增长1.9%。城乡居民生活用电量10950亿千瓦时,同比增长6.9%。

二、三产业用电增速分别为2.5%、1.9%,增速较2019年分别下降1.3、7.6个百分点。2020年第二产业各季度用电量增速分别为-8.8%、3.3%、5.8%、7.6%,复工复产持续推进拉动各季度增速持续回升。工业用电恢复成为拉动用电量增长的重要力量。2020年三、四季度,高技术及装备制造业用电增速大幅攀升,拉动全社会用电量快速增长。第三产业各季度用电量增速分别为-8.3%、0.5%、5.9%、8.4%,随着复商复市的持续推进,第三产业用电量增速逐季上升。比较突出的是,信息传输/软件和信息技术服务业用电量同比增长23.9%。得益于大数据、云计算、物联网等新技术快速推广应用,促进了线上产业的高速增长。

表1 2011~2020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。

一产和城乡居民生活用电增速有所回升,分别为10.2%、6.9%,较2019年分别提升6、1.2个百分点。2020年,第一产业各季度用电量增速分别为4.0%、11.9%、11.6%和12.0%,连续三个季度的增速超过10%。第一产业用电量的快速增长主要受益于农网改造升级、乡村用电条件改善、电能替代、脱贫攻坚带动乡村发展等,第一产业用电潜力得到释放。城乡居民生活用电量在第二、四季度快速增长。各季度增速分别为3.5%、10.6%、5.0%、10.0%。

图3 2018~2020年分产业用电量增速情况(单位:%)

(四)

三产和居民用电比重逐年扩大,电力消费结构继续优化

在全社会用电量保持平稳增长同时,电力消费结构正日益优化。第二产业用电比重逐步收缩,第三产业、居民用电比重逐步扩大。随着新兴服务业进一步快速发展和城乡居民生活水平的提高,用电结构将进一步向三产和居民倾斜。

表2 2017~2020年全社会用电结构

2020年西部地区用电增速领先,东、中、西部和东北地区全社会用电量增速分别为2.1%、2.4%、5.6%、1.6%。全国共有27个省份用电量为正增长,其中,云南、四川、甘肃、内蒙古、西藏、广西、江西、安徽等8个省份增速超过5%。

二、全国电力装机增速大幅提升,装机结构进一步清洁化

(一)

全国电力装机同比增长9.5%,装机规模22亿千瓦

截至2020年底,全国全口径发电装机容量22亿千瓦,同比增长9.5%,增幅较上年提升3.7个百分点。2020年,全国新增发电装机容量19087万千瓦,同比增加8587万千瓦,增速大幅提升。

近十年来,我国发电装机保持增长趋势。2011~2020年,我国发电装机累计容量从10.62亿千瓦增长到22亿千瓦。2015年后,我国装机增速呈下降趋势,至2020年陡然回升,最主要原因是风电、太阳能发电等新能源新增装机创历史新高。

图4 2011~2020年全国电力装机及增速情况(单位:万千瓦,%)

(二)

煤电装机容量占比首次低于50%,非化石能源装机创历史新高

截至2020年底,全国全口径水电装机容量3.7亿千瓦、火电12.5亿千瓦、核电4989万千瓦、并网风电2.8亿千瓦、并网太阳能发电装机2.5亿千瓦、生物质发电2952万千瓦。

全国全口径非化石能源发电装机容量合计9.8亿千瓦,占总发电装机容量的比重为44.8%,比上年提高2.8个百分点。煤电装机容量10.8亿千瓦,占比为49.1%,首次降至50%以下。

表3 2011~2020年全国电力装机结构(单位:万千瓦)

“十三五”时期,全国全口径发电装机容量年均增长7.6%,其中非化石能源装机年均增长13.1%,占总装机容量比重从2015年底的34.8%上升至2020年底的44.8%,提升10个百分点;煤电装机容量年均增速为3.7%,占总装机容量比重从2015年底的59.0%下降至2020年底的49.1%,下降近10个百分点。

从装机增速看,2020年,火电装机同比增长4.7%,较上年高出0.7个百分点。风电装机同比增长34.6%,较上年增速高出21个百分点。太阳能发电以24.1%的速度增长,较上年增速大幅提升7个百分点。核电增速收缩,降低6.7个百分点。水电装机低速缓增,同比增长3.4%。

图5 2011~2020年水电、火电、核电、风电装机增速情况(单位:%)

图6 2011~2020年全国电力装机结构(单位:%)

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。2020年火电装机比重较2011年下降了15.7个百分点,风电、太阳能发电装机比重上升了近20个百分点,发电装机结构进一步优化。水电、风电、光伏、在建核电装机规模等多项指标保持世界第一。

(三)

新增发电装机规模创历史新高,新能源逐步向主力电源发展

2020年,全国电源新增发电装机容量19087万千瓦,比上年多投产8587万千瓦,同比增速81.8%。其中,新增水电装机1323万千瓦,新增并网风电、太阳能发电装机容量7167、4820万千瓦,新增并网风电装机规模创新高。全国生物质发电新增装机543万千瓦。

从新增发电装机总规模看,连续八年新增装机容量过亿千瓦,2020年更是创历史新高。受电力供需形势变化等因素影响,2018、2019年我国新增装机规模连续下滑。2020年,在新能源装机高增速的带动下,新增装机总体容量大幅提升。

图7 2011~2020年全国新增电力装机容量情况(单位:万千瓦)

2020年,新增发电装机以新能源为增量主体。并网风电、太阳能发电新增装机合计11987万千瓦,超过上年新增装机总规模,占2020年新增发电装机总容量的62.8%,连续四年成为新增发电装机的主力。2020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29.53%,与2015年相比降低21个百分点;水电新增装机占比为6.93%。

图8 2015年与2020年新增电力装机结构对比

从各类电源新增装机规模看,2020年,新增火电装机5637万千瓦,自2015年以来,新增装机容量首次回升,较上年多投产1214万千瓦。新增并网风电和太阳能发电装机容量分别为7167万千瓦和4820万千瓦,分别比上年多投产4595万千瓦和2168万千瓦。新增水电和核电装机分别1323、112万千瓦。

表4 2011~2020年各类发电新增装机情况(单位:万千瓦)

●新能源新增装机

风电、光伏通过试点示范及规模化应用取得快速发展。“十三五”期间,风电年新增装机超过1500万千瓦,光伏年新增装机约3000万千瓦。从2021年起新核准陆上风电项目全面平价上网,光伏行业也将不再有新增补贴项目。

2020年,全国风电新增并网装机7167万千瓦,其中陆上风电新增装机6861万千瓦、海上风电新增装机306万千瓦。据全球风能理事会(GWEC)2月25日发布的数据,中国海上风电新增装机连续三年领跑全球,新增容量占全球新增一半以上。市场与政策共同向平价上网驱动,行业项目建设加速。风电建设整体呈现出平价前的冲刺期,新增并网装机增幅明显。2019、2020年风电新增装机增速分别为20.9%、178.7%。从空间分布看,中东部和南方地区占比约40%,“三北”地区占60%。到2020年底,全国风电累计装机2.81亿千瓦,其中陆上风电累计装机2.71亿千瓦、海上风电累计装机约900万千瓦。

我国太阳能发电装机规模快速扩大。“十三五”以来,太阳能发电新增装机规模提升明显。2019年我国启动光伏发电竞价项目申报,新增幅度缩减。2020年新增并网装机量恢复上升。2020年,全国太阳能发电新增装机4820万千瓦,其中集中式光伏电站3268万千瓦、分布式光伏1552万千瓦。从新增装机布局看,中东部和南方地区占比约36%,“三北”地区占64%。

图9 2011~2020年风光发电新增装机情况(单位:万千瓦)

●火电新增装机

2020年,火电新增装机5637万千瓦,较上年同期多投产1214万千瓦,同比上升27.4%。全年有多个大型火电机组并网,重点工程包括:1月阳江全球首台1240兆瓦阳西5、6号机组启动试运行;8月,山东能源盛鲁能化盛鲁电厂1号机组、甘肃常乐电厂1号100万千瓦机组首次并网一次成功;9月大唐东营热电厂世界首台六缸六排汽100万千瓦一号机组首次并网一次成功;12月,山西盂县2×100万千瓦发电项目1号机组并网成功,世界首例、我国首台汽轮机高位布置发电机组-国家能源集团国华电力锦界电厂5号机组首次并网一次成功。受需求驱动,火电装机容量持续增加。但随着风电等清洁能源的大规模应用,火电装机容量增长速度逐渐降低。“十三五”以来,火电新增装机持续呈逐渐缩减之势,其增量主体地位有被新能源取代的趋势。

图10 2011~2020年火电装机和新增装机情况(单位:万千瓦)

●水电新增装机

2020年,水电新增装机1323万千瓦,较上年多投产878万千瓦。自2013年以来,我国水电新增装机整体呈下降趋势,2019年更达到十年最低点,2020年有所上扬。2020年新增装机较多的省份为四川(413万千瓦)、云南(340万千瓦)和安徽(136万千瓦),占全部新增装机的67.13%。按照《水电发展“十三五”规划》,2020年我国水电总装机容量达到3.8亿千瓦。截至2020年底,水电装机规模37016万千瓦,接近“十三五”规划目标。

图11 2011~2020年水电装机和新增装机情况(单位:万千瓦)

●核电新增装机

2020年,核电新增装机继续缩减。2020年核电新增装机112万千瓦,较上年同期少投产297万千瓦,同比减少72.6%。9月,中核集团田湾核电站5号机组顺利完成满功率连续运行考核,这标志着田湾核电5号机组具备投入商业运行条件,额定容量111.8万千瓦。11月27日,“华龙一号”全球首堆——中核集团福清核电5号机组首次并网发电,于2021年1月30日投入商业运行,额定容量116.1万千瓦。

图12 2011~2020年核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,可再生能源利用水平持续提升

(一)

非化石能源电力供应能力持续增强

2020年全国电力供需总体平衡,全国全口径发电量为7.62万亿千瓦时,同比增长4.0%,增速持续放缓。其中,水电发电量为1.36万亿千瓦时,同比增长4.1%;火电发电量为5.17万亿千瓦时,同比增长2.5%;核电发电量3662亿千瓦时,同比增长5.0%;风电、太阳能发电量快速增长,分别为4665、2611亿千瓦时,分别同比增长15.1%和16.6%;生物质发电量1326亿千瓦时,同比增长19.4%,继续保持较高速增长。

2020年,全国全口径非化石能源发电量2.58万亿千瓦时,同比增长7.9%,占全国全口径发电量的比重为33.9%,同比提高1.2个百分点,非化石能源电力供应能力持续增强。全国全口径煤电发电量4.63万亿千瓦时,同比增长1.7%,占全国全口径发电量的比重为60.8%,同比降低1.4个百分点。2020年运行核电机组累计发电量为3662亿千瓦时,占全国累计发电量的4.94%,占比为近五年之最。

图13 2015~2020年全国发电量及非化石能源发电占比情况(单位:亿千瓦时,%)

“十三五”时期,全国全口径发电量年均增长5.8%,其中非化石能源发电量年均增长10.6%,占总发电量比重从2015年的27.2%上升至2020年的33.9%,提升6.7个百分点;煤电发电量年均增速为3.5%,占总发电量比重从2015年的67.9%下降至2020年的60.8%,降低7.1个百分点。

(二)

水电、核电设备利用小时同比提升

2020年,全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3758小时,同比减少70小时。水电、核电设备利用小时同比提高。水电设备平均利用小时为3827小时,同比增加130小时。核电设备利用小时7453小时,同比提高59小时。火电设备平均利用小时为4216小时,同比减少92小时。并网风电平均利用小时为2073小时,同比降低10小时。光伏平均利用小时1281小时,同比降低10小时。

从全国发电设备平均利用小时来看,近十年总体呈下滑之势,2018年有所回升。2015年开始,全国发电设备平均利用小时数持续降落至4000小时以内。

2020年水电设备利用小时3827小时,历年来首次突破3800小时,同比提高130小时。据国家能源局数据,2020年,全国主要流域弃水电量约301亿千瓦时,水能利用率约96.61%,较上年同期提高0.73个百分点,弃水状况进一步缓解。

表5 2011~2020年发电设备利用小时数(单位:小时)

火电设备利用小时4216小时,同比降低92小时,其中煤电4340小时,同比降低89小时。伴随输配电能力的增强,跨区域送电量规模快速增长,支撑了一定火电发电,火电发电量平稳增加,但在总发电量中占比继续下降。受电力供需区域性差异以及可再生能源上网电量挤占影响,火电机组利用效率仍旧偏低。2020年“新基建”加速发展,部分特高压投产,煤电的定位由主体电源向基础性电源转变,提供更多的调峰调频服务。2020年各地的电力容量市场、电力辅助服务市场的建立和完善,也将为煤电定位的转变提供政策支持。

图14 2011~2020年不同电源发电设备利用小时变动情况

2020年核电平均利用小时7453小时,同比增加59小时。2020年共有2台核电机组完成首次装料,分别为田湾核电5号机组和福清核电5号机组。近十年来,核电利用小时呈现波动态势,2015~2017年出现明显下降,2018年后回升至前几年的较高水平。

(三)

可再生能源利用水平继续提升

我国大力推进清洁能源开发利用,水电、风电、光伏、在建核电装机规模等多项指标保持世界第一。风电、光伏发电实现平价无补贴上网,风电、光伏发电和水能利用率均提高到95%以上。2020年全国弃风电量166.1亿千瓦时,风电利用率96.5%,同比提升0.5个百分点;弃光电量52.6亿千瓦时,光伏发电利用率98.0%,与去年基本持平。《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》提出的全国及重点省份2020年新能源利用率目标全面完成。

可再生能源装机规模稳步扩大。截至2020年底,我国可再生能源发电装机达到9.34亿千瓦,同比增长约17.5%。可再生能源发电量持续增长。2020年,全国可再生能源发电量达22148亿千瓦时,同比增长约8.4%。

可再生能源保持较高利用率水平。2020年,全国主要流域弃水电量约301亿千瓦时,较去年同期减少46亿千瓦时。水能利用率约96.61%,较上年同期提高0.73个百分点。弃水主要发生在四川省,其主要流域弃水电量约202亿千瓦时,较去年同期减少77亿千瓦时,主要集中在大渡河干流,约占全省弃水电量的53%;青海省弃水较去年有所增加,弃水约40亿千瓦时,比去年同期增加18.5亿千瓦时;其他省份弃水电量维持较低水平。全国弃风电量约166亿千瓦时,平均利用率96.5%,较上年同期提高0.5个百分点。全国平均弃风率3%,较去年同比下降1个百分点,尤其是新疆、甘肃、蒙西,弃风率同比显著下降,新疆弃风率10.3%、甘肃弃风率6.4%、蒙西弃风率7%,同比分别下降3.7、1.3、1.9个百分点。全国弃光电量52.6亿千瓦时,平均利用率98%,与去年平均利用率持平。光伏消纳问题较为突出的西北地区弃光率降至4.8%,同比降低1.1个百分点,尤其是新疆、甘肃弃光率进一步下降,分别为4.6%和2.2%,同比降低2.8和2.0个百分点。

为促进清洁能源高质量发展,2020年5月国家能源局发布《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见(征求意见稿)》,提出将从“构建以消纳为核心的清洁能源发展机制”“加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制”“全面提升电力系统调节能力”“着力推动清洁能源消纳模式创新”“构建清洁能源消纳闭环监管体系”等五方面入手,建立健全清洁能源消纳长效机制。2020年也是我国正式实施可再生能源电力消纳保障机制的第一年。5月,国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》,明确了各省(区、市)2020年可再生能源电力消纳总量责任权重、非水电责任权重的最低值和激励值。7月起,多地发布可再生能源电力消纳实施方案,要求各类市场主体完成相应可再生能源及非水可再生能源消纳量,实质性推进配额制落地实施。

四、电网建设稳步推进,供电服务质效再提升

“十三五”期间,我国建成投运多项交流和直流特高压工程,跨区输电能力进一步提升,藏中联网工程、阿里联网工程以及张北柔性直流电网工程等重点电网工程顺利投运,电网更强更大。我国已形成以东北、西北、西南区域为送端,华北、华东、华中、华南区域为受端区域间交直流混联的电网格局,全国大电网基本实现联通。

(一)

电网新增投运规模较为稳定

截至2020年底,全国220千伏及以上变电设备容量达到452810万千伏安,同比增长为4.9%;全国220千伏及以上输电线路回路长度达到79.4万千米,同比增长4.6%。我国共成功投运“十四交十六直”30个特高压工程,跨省跨区输电能力达1.4亿千瓦。

图15 2011~2020年220千伏及以上变电设备容量情况(单位:万千伏安,%)

2020年全国新增220千伏及以上变电设备容量22288万千伏安,比上年少投产1526万千伏安,同比减少6.4%;全国新增220千伏及以上输电线路回路长度3.5万千米,与上年投产量相当,同比减少2.5%;新增直流换流容量5200万千瓦,比上年多投产3000万千瓦,同比上升136.4%。

近年来电网投运规模增速保持在较低水平,220千伏及以上变电设备容量、输电线路回路长度增速均在5%以内。新增规模波动幅度不大,基本保持近几年平均水平,变电设备增量持续超过2亿千伏安,输电线路回路长度增长超过3.5万千米。

图16 2011~2020年220千伏及以上输电线路回路长度情况(单位:千米,%)

(二)

输电通道建设稳步推进

重大输电通道工程建设建设持续推进。特高压建设方面,2020年,全国共有山东-河北环网、张北-雄安、蒙西-晋中、驻马店-南阳(配套)、乌东德-广东、广西(简称“昆柳龙直流工程”)、青海-河南等5条特高压线路建成投运。至2020年,我国共建成投运30条特高压线路。其中,国网共26条特高压,分为14条交流特高压和12条直流特高压;南网有4条直流特高压。此外,云贵互联通道工程、阿里与藏中电网联网工程等重点项目也已建成投产。

表6 我国已建成投运特高压工程

(三)

电力服务质效齐升

2020年全国供电服务质量稳步提升。上半年全国平均供电可靠率99.8869%,同比上升0.0323个百分点;用户平均停电时间4.94小时/户,同比减少1.38小时/户,其中故障平均停电时间2.45小时/户,预安排平均停电时间2.49小时/户。上半年城市地区平均供电可靠率99.9554%,用户平均停电时间1.95小时/户;农村地区平均供电可靠率99.8614%,用户平均停电时间6.05小时/户。

2020年,“获得电力”服务水平持续提升,用电营商环境持续优化。在全球190个经济体中,我国营商环境排名连续大幅跃升,2019年排至第31位,其中“获得电力”排名由2018年的98位跃升至第12位,被世界银行评价为“已接近或位于全球最佳实践的前沿”。

在优质服务方面,2020年国家电网出台了办电更省时、办电更省心、办电更省钱、服务更便捷、服务更透明、服务更温馨、用电更可靠、用电更经济、用电更安全等九项举措,三年将累计为国家电网公司经营区内企业节省投资超1000亿元。

2020年4月,南方电网印发《2020年优化电力营商环境工作措施》,从提高“获得电力”指标水平、提高优质服务能力等五方面提出了15条措施,在办电程序环节数、接电时间、费用成本、供电可靠性等方面再次加码,为南方五省区高质量发展营造优质电力营商环境。

2020年9月,国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于全面提升“获得电力”服务水平持续优化用电营商环境的意见》,提出到2022年底前,在全国范围内实现居民用户和低压小微企业办电零上门、零审批、零投资;高压用户办电省力、省时、省钱,推动用电营商环境持续优化。全国范围内用电营商环境将在政府部门和企业的共同推动下持续优化。

五、全国电力投资回升,创近十年新高

(一)

电力总投资同比增长9.6%,为近十年最高水平

据国家能源局数据显示,2020年全国电源基本建设投资完成5244亿元,电网基本建设投资完成4699亿元,两项合计投资达到9943亿元,同比增长9.6%。这是在2016~2018年投资接连收缩后的第二年增长。

表7 2011~2020年全国电力投资情况(单位:亿元)

从近十年数据来看,电力投资总体呈增长态势,“十二五”期间年均投资约为7800亿元,“十三五”期间年均投资约为8800亿元。2020年是近十年电力投资的最高水平,2012年电力投资7393亿元为近十年最低。

图17 2011~2020年全国电力投资总量及增速情况(单位:亿元,%)

(二)

电力投资结构再次调整,网源投资差距继续缩小

2020年全国电源基本建设投资占电力投资比重的53%,较上一年增加8个百分点;电网基本建设投资占电力投资的比重为47%,较上一年降低8个百分点。

图18 2019年与2020年电网电源投资比重对比

近十年来,电力投资结构出现较大变化。“十二五”前三年电源投资虽略高于电网投资,但二者占比相当;自2014年起,电网投资持续增长,2018年电网投资接近电源投资近2倍,达到历史峰值;2019年二者的差距缩小,为952亿元,2020年二者的差距继续缩到500余亿元。

图19 2011~2020年电网电源投资变化情况(单位:亿元)

(三)

电网投资同比降低6.2%,为“十三五”期间最低水平

2020年全国电网基本建设投资完成4699亿元,投资持续减少,同比降低6.2%,较2019年降低313亿元,成为“十三五”期间最低投资额,与“十二五”末电网投资额相当。回看近十年,电网投资呈现倒V形,“十二五”期间整体呈上升趋势,“十三五”期间整体呈下降趋势。

(四)

新能源投资大幅上扬,火电投资连续五年下滑

2020年全国电源基本建设投资完成5244亿元,同比增长29.2%,可再生能源投资大幅上涨。其中,水电投资1077亿元,同比增长19.0%;风电投资2618亿元,同比增长70.6%,投资受到2020年风电光伏平价上网项目的拉动;火电投资553亿元,同比下降27.3%,降幅进一步扩大,这与能源转型、严控新增煤电投资政策及煤电投资回报下降关系较大;核电投资378亿元,同比降低22.6%,成为近十年的最低水平,与2008年投资额同在400亿元内。

近十年来,电源投资结构也出现明显变化,其中,火电投资有五年占比排名第一,水电有二年占比第一,风电有二年占比第一。2015年、2019年、2020年风电投资分别为火电的1倍、2倍、4倍,2020年光电投资超过火电。

图20 2011~2020年不同电源投资情况(单位:亿元)

六、主要能耗指标持续下降,超低排放煤电机组9.5亿千瓦

供电标准煤耗持续下降。据国家能源局发布的数据,2020年全国供电标准煤耗305.5克/千瓦时,同比再降0.9克/千瓦时,十年累计下降了23.5克/千瓦时。我国燃煤机组煤耗已连续四年优于《电力发展“十三五”规划》中“燃煤发电机组经改造平均供电煤耗低于310克标准煤/千瓦时”的规划目标。

图21 2010~2020年供电煤耗和降幅(单位:克/千瓦时,%)

全国线损率再创新低。据国家能源局发布的数据,2020年全国线损率5.62%,同比下降0.31个百分点,继续保持在6%以下,已经达到《电力发展“十三五”规划》中“到2020年,电网综合线损率控制在6.5%以内”的目标。通过电网设施改造更新等技术手段,以及更加科学的管理考核等诸多措施,全国线损率十年累计降低0.9个百分点。在全社会用电量超过7.5万亿千瓦时的情况下,这一成绩单相当于每年节约用电676亿千瓦时。

2020年厂用电率尚未见公开数据,但总体呈现的下降趋势不变。2019年,全国厂用电率下降至4.67%,比上一年降低0.02个百分点。其中,火电6.01%,比上年升高0.06个百分点。随着非化石能源发展和煤电机组技术提升,厂用电率下降的难度将越来越大,且升降不一。

图22 2011~2020年全国线损率情况(单位:%)

表8 2011~2020年电力行业能耗情况

电力行业污染物排放持续下降。燃煤电厂超低排放改造持续推进,全国超低排放煤电机组累计达9.5亿千瓦。据中电联统计,2019年,烟尘排放总量同比下降14.29%,二氧化硫排放总量下降10.1%,氮氧化物排放总量下降3.13%。近十年来,污染物排放下降明显。烟尘排放总量由2010年的160万吨下降到2019年的18万吨,排放绩效由每千瓦时0.5克下降到0.038克;二氧化硫排放总量由2010年的926万吨下降到2019年的89万吨,排放绩效由每千瓦时2.7克下降到0.187克;氮氧化物排放总量由2012年的948万吨下降到2019年的93万吨,排放绩效由每千瓦时2.4克下降到0.195克。

表9 2010~2019年电力行业排放总量情况(单位:万吨)

注:2016年数据来源于国家能源局发布资料,其他数据来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》。

表10 2010~2019年电力行业排放绩效(单位:克/千瓦时)

注:数据来源于中电联历年《中国电力行业年度发展报告》。

电能替代再创新高。2020年,国家电网实现电能替代电量超过2000亿千瓦时,终端电气化水平达到27%。南方电网实现电能替代电量314亿千瓦时,其中广东207亿千瓦时。“十三五”期间全国电能替代规模超过8000亿千瓦时,占新增用电规模的44%。

北方地区清洁取暖“煤改电”加速推进。据国家能源局公开数据显示,截至2020年底,北方地区清洁取暖率达到约65%,京津冀及周边地区、汾渭平原两大重点区域清洁取暖率达80%以上。国家电网全面完成2020年北方15省份10248项“煤改电”配套电网工程建设任务,惠及北方地区17028个村271.1万户居民,其中包括京津冀周边及汾渭平原重点区域15950个村242.3万户居民。2018~2020年,国家电网共为863万户居民实施“煤改电”,新增电供暖面积6.79亿平方米。

充电设施覆盖率大幅提升。中国电动汽车充电基础设施促进联盟数据显示,2020年全国充电基础设施增量为46.2万台,累计数量达168.1万台,同比增长37.9%。充电设施覆盖全国450座城市,覆盖率约为90%,全年充电量约为100亿千瓦时。

碳市场建设稳步推进。自2013年陆续开市以来,我国持续推进全国碳市场制度体系建设,2017年底,印发《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》,以首批纳入全国碳市场的1700余家发电企业为突破口,正式启动全国碳排放权交易体系。截至2020年底,北京等七个试点碳市场总体保持了平稳运行的态势,形成了各具特色的试点碳交易体系。试点碳市场在普遍覆盖了辖区电力、钢铁、水泥等高排放行业的基础上,结合辖区排放特征,纳入了陶瓷、建筑等领域。同时,试点碳市场还逐步丰富了市场主体、交易产品与方式,除重点排放单位外,现有1082家(含1家境外投资机构)非履约机构和11169个自然人参与试点碳市场;在配额和国家核证自愿减排量(CCER)现货交易的基础上,探索开展了碳期货等碳金融业务,创新碳普惠模式,不断提高配额有偿分配比例,提高碳定价效率。

据生态环境部数据显示,中国试点碳市场已成长为配额成交量规模全球第二大的碳市场。截至2020年8月末,七个试点碳市场配额累计成交量为4.06亿吨,累计成交额约为92.8亿元。在二级市场交易方面,七个试点碳市场配额累计成交量约3.8亿吨,累计成交额达81.3亿元,构成了市场流通的主体部分。

七、电力体制改革深入推进

(一)

输配电价监管体系基本完善

2020年1月,国家发展改革委印发《区域电网输电价格定价办法》和《省级电网输配电价定价办法》。据此定价办法,在完善定价制度、严格成本监审的基础上,9月核定了第二监管周期5个区域电网输电价格,制定出台了省级电网第二监管周期输配电价,印发了《关于核定2020~2022年区域电网输电价格的通知》《关于核定2020~2022年省级电网输配电价的通知》,考虑到2020年应对疫情降电价(电费)的影响,新的输配电价从2021年起执行。这标志着我国输配电价监管体系基本完善。与第一监管周期相比,第二监管周期输配电价核定在诸多方面取得了重要突破,表现为“一个全面、三个首次”,即全面完善了定价规则,规范了定价程序,实现了严格按机制定价;首次实现了对所有省级电网和区域电网输配电价核定的一次性全覆盖,首次核定了分电压等级理论输配电价,首次将“网对网”外送输电价格纳入省级电网核价。

(二)

电力交易机构股份制改造提速

2020年2月,国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》,明确电力交易机构单一股东持股比例不得超过50%。截至2020年7月,国家电网公司经营区内北京电力交易中心和27家省级电力交易机构全部完成股份制改造,28家电力交易机构共引入非电网企业股东超过240家,四成电力交易机构引入民营企业参股,国家电网公司对28家电力交易机构的持股比例全部降至80%以下。其中,北京电力交易中心增资协议签约,引入10家投资主体,国家电网公司股权被稀释至70%。

2020年9月,广州电力交易中心有限责任公司增资项目在北京产权交易所正式披露。本次增资完成后,南方电网公司持股比例约为39%,南方五省区政府出资企业持股比例约39%,新进不超过7家投资者合计持股不超过22%。广州电力交易中心有望成为全国首家实现电网企业持股比例低于50%的电力交易机构。

(三)

电力中长期交易规则更加完善

2020年6月,国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力中长期交易基本规则》,对2016年发布的《电力中长期交易基本规则(暂行)》进行了修订,重点从市场准入退出、交易组织、价格机制、安全校核、市场监管和风险防控等方面进行补充、完善和深化,新增“配售电企业、储能企业”等市场成员,新增月内(多日)交易周期,提出“滚动撮合交易”这一交易方式和“允许探索容量市场和容量补偿机制的设计”,用户侧购电价格增加了辅助服务费用,丰富了交易周期、交易品种和交易方式,优化了交易组织形式,提高了交易的灵活性和流动性。

(四)

电力现货市场开展长周期结算试运行

继2019年全国首批8个电力现货市场建设试点全部启动结算试运行之后,2020年,试点连续结算试运行的周期进一步拉长,同时相关配套规则进一步完善。2020年3月底,国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》。4月30日,甘肃电力现货市场结算试运行在稳定有序运行43天后退出,率先完成长周期结算试运行。6~7月,福建实现全月连续结算试运行。8月,山西、南方(以广东起步)电力现货市场开展了首次全月结算试运行,标志着试点走向实际现货市场运行更近一步。其中,南方(以广东起步)试点是全国唯一实现发用两侧同时参与的市场,与其他7个试点有显著区别。11月,山东实现全月结算试运行,并试行容量补偿电价,取得了初步效果。

(五)

电力辅助服务市场实现全国全覆盖

2020年,全国范围基本建立电力辅助服务市场机制,完成《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》主要目标。一是覆盖范围进一步扩大,实现全国全覆盖。区域省间辅助服务市场方面,国网经营区内除西南区域外,其他五个区域相继出台了区域省间辅助服务市场运营规则,其中,华中电力调峰辅助服务市场4月首次开展调电结算试运行。南方区域统一调频辅助服务市场系统于11月17日正式投入运行,是全国首个上线运行的区域调频市场系统,该调频市场预计年底启动试运行。省内辅助服务市场方面,国网经营区内除上海、四川、西藏三省市外,其余省份均出台了辅助服务市场运营规则。4月,福建调频辅助服务市场在试运行一年后转入正式运行。5月,湖南省电力辅助服务市场启动模拟运行。6月,《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》印发。11月,《江西省电力辅助服务市场运营规则(试行)》印发;国家能源局华北监管局修订《河北南网电力调峰辅助服务市场运营规则》。二是市场参与主体日趋多元。河北、浙江、安徽等13个省级和1个区域级市场明确了需求侧响应资源和储能的市场主体地位。三是主要为调峰辅助服务,部分省市开展了调频辅助服务和备用辅助服务。五个区域全部开展了省间调峰辅助服务市场,湖南省开发了适应湖南电网的深度调峰交易、启停调峰交易、旋转备用交易和紧急短时调峰交易四个交易品种。

(六)

增量配电改革稳步前行

自增量配电改革启动以来,国家发展改革委、国家能源局分五批次明确了459个试点,其中,国网范围内试点483个,陆续发布二十余份文件,从项目业主确定、配电区域划分、增量配电网投资建设与运营、部分试点退出等多方面予以指导和规范,并展开项目督查,但总体看,增量配电业务虽稳步前行,取得初步成效,但总体效果不及预期。据《2020年增量配电发展研究白皮书》统计,在前四批404个试点中,取消24个试点、202个试点确定招标方式、250个试点确定业主、118个试点公布股比、150个试点确定供电范围、138个试点取得电力业务许可证(供电类)。目前,网对网的身份与电价、调度、存量资产处置、难以接入电源等问题制约项目试点落地。

(七)

持续降低用电成本

电网公司落实《国家发展改革委办公厅关于疫情防控期间采取支持性两部制电价政策 降低企业用电成本的通知》和2020年政府工作报告“降低工商业电价5%政策”。2020年上半年,国家电网累计降低客户用电成本450亿元。其中,减免大工业企业电费211亿元、一般工商业企业电费110亿元,支持性两部制电价政策减免电费129亿元。预计全年减免电费约926亿元。南网全年降低用户用电成本200亿元、惠及工商业用户840万户。

八、2021年电力发展展望

(一)

电力供需总体平衡,保障能力将不断增强

2021年,是我国实施“十四五”规划开局之年、全面建设社会主义现代化国家新征程开启之年。疫情变化和外部环境存在诸多不确定性,国内外经济环境复杂,我国经济面临转型升级的重要任务,能源发展也将进入关键期。

在上年低基数情况下,预计2021年全国电力供需总体平衡、局部地区高峰时段电力供应偏紧甚至紧张。中电联预测,2021年全社会用电量增速前高后低,全年增长6%~7%。针对2021年可能出现的电力供应紧张情况,中电联建议,切实落实国家关于煤炭的保供稳价措施。密切跟踪经济走势、电力需求、天气变化,合理安排电网运行方式,加强电网运行方式和电力电量平衡协调。

(二)

加速低碳转型,推动煤电尽早达峰

推动实现碳达峰、碳中和,能源是主战场,电力是主力军。电力行业将加速低碳转型,推动煤电尽早达峰。

煤电碳排放是能源行业碳排放最大来源。电力结构调整任重道远,“十四五”期间亟需严控煤电总量、优化布局,统筹有序推进煤电规划实施。发挥电力系统煤电保底的支撑作用,同时,要继续推进机组灵活性改造,加快煤电向电量和电力调节型电源转换,实现煤电尽早达峰并在总量上尽快下降。

(三)

提升灵活调节能力,构建以新能源为主体的新型电力系统

中央财经委员会第九次会议提出,要构建清洁低碳安全高效的能源体系,控制化石能源总量,着力提高利用效能,实施可再生能源替代行动,深化电力体制改革,构建以新能源为主体的新型电力系统。

能源电力新增装机将主要由可再生能源来实现。到“十四五”末,可再生能源将从原来能源电力消费的增量补充,变为能源电力消费增量的主体。为接纳占比日益攀升的新能源,要构建相适应的电力产供储销体系,提升电力系统灵活调节能力,推动源网荷储互动融合,提升系统运行效率。要加大新型电力系统关键技术的推广应用,推进电力市场建设和体制机制创新。要完善清洁能源消纳长效机制,加速电力结构低碳转型。

(四)

电力投资稳中有升,新能源投资增长明显

据部分发电集团的“十四五”新能源装机规划数据,全国风能、太阳能、生物质能等非化石能源的投资和开发力度会提速,带动上下游及电网投资增长。“新基建”的重点领域,新能源汽车充电桩投资力度会继续加大,也将带动电网投资以及车网协同发展。

(五)

电力体制改革进一步深化,促进资源优化配置

中央财经委员会第九次会议作出深化电力体制改革的部署。2021年将以第二轮输配电价核定为契机,理顺电价形成机制,进一步扩大跨区跨省电力交易,加快完善可再生能源消纳市场机制和碳市场机制、完善辅助服务市场、加速电力现货市场建设以及各市场之间的衔接。2021年,从连续结算试运行周期看,8个试点地区将陆续开展3个月以上连续结算试运行,具备条件地区或将开展连续不间断结算运行;从现货试点范围看,大部分地区将陆续启动现货市场改革试点工作,南方(以广东起步)电力现货市场也将逐步纳入其他四省(区)。市场规则、交易组织流程以及技术支持系统将在实践中进一步检验完善。

2020年全国电力工业统计快报一览表

(总注:本文所引用数据均来自权威部门资料。因统计口径不同等原因,部分数据存在相互出入问题,个别较去年版本做了修正,或根据实际情况进行了调整。对于不影响总体判断的数据,保留了原始引用数据。)

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