0551-62353701
【核心提示】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。
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。
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。
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。
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）
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。
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）
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。
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。
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，%）
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）
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。
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。
近十年来，不同电源投资结构也出现较大变化，其中，火电投资有六年占比排名第一，水电有三年占比第一，风电有一年占比第一。
图28 2010～2019年水电、火电、核电、风电投资情况（单位：亿元）
供电标准煤耗持续下降。按照国家能源局发布的数据，2019年全国供电标准煤耗307克/千瓦时，同比再降0.7克/千瓦时，与2009年的340克/千瓦时相比，全国供电标准煤耗累计下降了33克/千瓦时，呈现明显下降趋势。我国百万千瓦机组煤耗最低纪录再次被刷新，达253克/千瓦时。我国燃煤机组煤耗已连续三年低于《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。按照规划要求，到2020年新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标煤/千瓦时。
图29 2010～2019年供电煤耗和降幅（单位：克/千瓦时，%）
全国线损率微降，再创近年新低。2019年，全国线损率5.9%，同比下降0.37个百分点。近十年来，线损率首次降低到6%以下，十年累计降低0.63个百分点。线损率的降低，来自电压等级提升、电网设施改造更新、更加科学的管理考核等诸多方面。在全社会用电量超过7万亿千瓦时的情况下，这一成绩单相当于每年节约用电455亿千瓦时。国网2019年综合线损率6.25%，降低线损减排二氧化碳870万吨。南网2019年综合线损率达到5.77%，同比下降0.54个百分点。
图30 2010～2019年全国线损率情况
2019年厂用电率尚未见公开数据，但总体呈现的下降趋势不变。2018年，全国厂用电率下降至4.69%，比上年降低0.11个百分点。其中，水电0.25%，比上年降低0.02个百分点，火电5.95%，比上年降低0.09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。
表6 2009～2019年电力行业能耗情况（单位：克/千瓦时，%）
电力行业污染物排放多年下降明显。据中电联统计，2018年，烟尘排放总量同比下降19.2%，二氧化硫排放总量下降17.5%，氮氧化物排放总量下降15.8%。近十年来，单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧人物排放量也持续下降。
我国煤电超低排放机组近9亿千瓦。根据生态环境部公布信息，2019年我国实现超低排放的煤电机组累计约8.9亿千瓦，占总装机容量的86%。2019年，中国华能累计289台、96%的煤电实现超低排放；中国大唐集团超低排放燃煤机组容量占比达97.04%；华电集团超低排放机组占比超过90%；国家能源集团在运常规煤电机组全部实现超低排放。我国将持续推进煤电行业超低排放和节能升级改造，加快打造高效清洁、可持续发展的煤电产业“升级版”，或将推动电力行业污染物排放水平进一步降低。此外，据中电联统计数据显示，2006～2018年，电力行业累计减少二氧化碳排放约137亿吨。
表7 2009～2018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，其他来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》
表8 2009～2018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》
电能替代加速推进。2018年，全国累计完成替代电量1558亿千瓦时，比上年增长21.1%。国网2019年完成电能替代项目9.7万个，电能替代电量达到1802亿千瓦时，同比增长33%；以电代油减排6052万吨二氧化碳，以电代煤减排1.20亿吨二氧化碳；工业加工领域替代电量911亿千瓦时，长江流域港口建成岸电近200套。南网2019年全网累计实施电能替代项目超过4524个，增加替代电量264亿千瓦时，其中，在粤港澳大湾区新增2522个，全年完成替代电量147.63亿千瓦时；实现岸电用电量同比增长42%，广东全省实现内河港口岸电全覆盖；全年电动汽车充电量达3亿千瓦时。
总体上看，电网企业营收情况良好，但增长速度放缓，利润持续下降。其中，2019年，国网资产总额达到4.1万亿元，同比增长5.5%；营业收入2.66万亿元，同比增长3.9%，增速较上年降低4.6个百分点；售电量44536亿千瓦时，同比增长5.13%；实现利润770亿元，同比降低1.26%，为近六年来最低，但降幅有所收窄，较上年减少6.4个百分点。南网资产总额为9329亿元，增长14.5%；营业收入5683亿元，增长5.77%，增速较上年降低3.43个百分点；售电量达到10518亿千瓦时，同比增长7.6%；净利润（含研发支出）152亿元，增长9.4%。行政性降低电价、降低电网环节收费、输配电价改革、政策性投资等对电网企业营收和利润指标影响较大。
电网企业力求“主业精、新业兴”，推动电力新业态持续发展。主要电网企业以数字化转型为突破口，推动传统电网转型升级，并积极布局战略新兴产业。国网2019年初明确了建设“三型两网、世界一流”能源互联网企业目标，此后发布《泛在电力物联网白皮书2019》，明确泛在电力物联网建设内容，加快战略目标落地。南网落实定位“五者”、转型“三商”的新发展战略，《数字化转型和数字南网建设行动方案（2019年版）》是其重要的战略实施指南。
主要电网企业均积极发展综合能源服务、电动汽车服务、能源电商、智能芯片等新业务、新业态。其中，2019年，国网实现综合能源服务业务收入110亿元，同比增长125%。国网旗下车联网平合新接入充电桩15万个，公共充电桩接入率超过80％，建成国内首座360千瓦大功率快充站；南网电动汽车充电服务平台已顺利完成对网内7个电动汽车充电平台的整合工作，新平台共有充电桩数据3.23万个。
2019年，从多个中央发电企业的主要经济绩效指标看，整体盈利稳步增长。其中，中国华能营业收入同比增长8.7%，利润总额同比增长37.1%；中国华电全年实现销售收入同比增长9.4%，利润总额同比增长37.1%；国家电投营业收入同比增长20.4%，净利润同比增长59.6%；国家能源集团营业收入同比增长3.4%，利润总额同比增长6.3%。
特别值得关注的是，中央发电企业降杠杆减负债成效明显。2019年，电力行业资产负债率较年初下降超过1个百分点。其中，据公开数据显示，中国华能资产负债率降至72.8%；中国华电资产负债率为72.8%，同比下降4.75个百分点，连续11年下降；国家电投资产负债率75.61%，较年初下降近3个百分点；国家能源集团资产负债率为59.6%，同比降低1.18个百分点。
煤电企业经营仍然困难。2019年，火电利用小时数仍处于低迷状态。电煤价格方面，中电联公布的数据显示，中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）各期综合价自2019年2月以来，呈现价格前高后低的态势，震荡幅度收窄，全年综合价仍超过《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》规定的绿色区间上限（500～570元/吨），国内煤电企业采购成本仍居高位。统计显示，2018年我国煤电亏损面54.2%；2019年，电煤价格总体高位波动，全国煤电亏损面仍超50%。
2019年的电力体制改革深入推进。电力市场化交易电量持续提升，中长期市场交易规则不断完善；增量配电业务试点已启动第五批申报；八个电力现货市场试点陆续开展结算试运行，实际检验了市场方案规则设计和技术支持系统，部分非试点地区现货市场的研究建设取得积极进展；电力辅助服务市场范围不断扩大。
启动第二轮电网输配电定价成本监审。首轮输配电成本监审共核减不相关、不合理费用约1284亿元，平均核减比例15.1%。2019年国家发展改革委发布《关于开展第二监管周期电网输配电定价成本监审的通知》，部署对全国除西藏以外的30个省份34个省级电网和华北、华东、东北、西北、华中5个区域电网全面开展新一轮输配电成本监审。
增量配电业务改革稳步推进。历经三年时间，国家已启动四批增量配电业务改革试点，共批复404个试点，其间取消24个。2019年有132个增量配电项目获得电力业务许可证。2019年10月28日国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于请报送第五批增量配电业务改革试点项目的通知》，正式启动第五批试点项目的申报工作。剩余的380个试点中，约三分之二确定业主。其中，国网经营区域确定增量配电项目业主138个；南方五省区共62项，截至2019年底，已有44个项目确定业主。
电力市场化交易规模持续提高。2019年全国电力市场化交易电量28344亿千瓦时（省内中长期交易电量占比81%，省间交易电量占比19%）。目前，约50%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成，中电联数据显示，2018年度全国煤电参与市场化交易部分电量的电价，较燃煤标杆电价的平均下浮率为11.24%。2019年出台的《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》则进一步扩大了电力市场化交易程度。截至2019年12月24日，湖南、云南、河北南网、陕西、冀北、重庆、新疆、湖北、辽宁、吉林、宁夏、贵州等11个省级电网宣布全面放开经营性电力用户参与电力市场化交易，不再受电压等级和用电量限制。
售电侧改革持续推进，市场主体数量不断增加。截至2019年底，已注册的售电公司达4000余家。国网区域内各电力交易平台累计注册市场主体14.8万家；南方五省区在各交易平台注册的市场主体共计44144家，电源类型涵盖火、核、水、风、光伏；南方区域在各电力交易机构注册的售电公司累计达到760多家。
电力交易机构股份制改造有所推进。全国已建立北京、广州两个区域电力交易中心和33个省（区、市）电力交易中心。截至2019年底，完成10家股改。其中，南网范围内的6家电力交易中心已经全部完成股份制改造。国网范围内，山西、湖北、重庆完成，北京交易中心引入战略投资者。据分析，这10家电力交易机构完成股改后，电网企业的持股比例在60%～80%之间，持股比例最少的在昆明，为50%，持股比例最高的在贵州，为80%；国网在其范围内4家电力交易中心的股份占比均为70%，其余企业股份占比大部分为10%以下。
首批8个电力现货市场建设试点进入结算试运行。除了这8个试点和西藏自治区以外，国家要求各地因地制宜编制电力现货市场建设方案，并于2019年12月底前完成。此外，东北三省一区电力现货方案完成初步设计；广东、广西、云南、贵州、海南五省区现货市场均纳入南方区域电力现货市场框架内实施。
辅助服务市场扩大。截至目前，20个省份启动电力辅助服务市场建设。新疆、甘肃、山东、福建、江苏等近20个省（区、市、地区）的调峰市场已投入运行（含模拟运行、试运行），山东、山西、福建、广东等6个省（区、市、地区）的调频市场已投入运行（含模拟运行、试运行）。2019年下半年，广西、海南、河北、华中等电力调峰辅助服务市场进入模拟运行阶段，西北五省（区）加区域“1+5”的辅助服务市场体系实现全覆盖，华中电力调峰辅助服务市场自10月12日开始模拟运行，抽蓄电站、自备电厂等泛在调节资源已经纳入市场，而且华中电网首次实现了储能电站省间资源配置。南方区域调频辅助服务市场的技术系统2019年11月投入试运行，自2019年11月5日起，区域系统与现有南方（以广东起步）调频辅助服务市场技术支持系统同步试运行。
2019年政府工作报告提出“一般工商业平均电价再降低10%”的要求，政府、电网、发电企业通过减税降费、降低输配电价、上网电价等方式落实国家部署，据国家发展改革委披露的数据，2019年降低企业用电成本846亿元。
综合来看，我国经济长期向好的基本面没有改变，2020年电力行业面临的国内外经济环境更加复杂，电力发展有巨大潜力和强大动能，2020年电力行业高质量发展的势头仍将持续。
未考虑新冠肺炎疫情冲击时，中电联等机构预计，2020年全社会用电量将延续平稳增长，在没有大范围极端气温影响的情况下，预计2020年全国全社会用电量比2019年增长4%～5%。这一预测与2019年4.5%的实际增速基本持平。疫情发生后，多个研究团队根据疫情的持续时间以及对经济发展的影响作出不同情景的预测，通过分析疫情期间停工停产造成的全社会用电量损失，调减用电增速预期。根据中央对国内疫情防控形势作出最新判断，“以武汉为主战场的全国本土疫情传播基本阻断”。综合不同预测看，疫情造成的全社会用电量损失多在1500亿～2500亿千瓦时，拉低用电增长约2～3.5个百分点，全面复工复产、经济社会秩序恢复后用电量补涨，“新基建”对电力依赖偏高等因素将抬升用电增长，总体预计2020年全社会用电量增速较上年进一步降低。
非化石能源发电新增装机已稳居全国新增发电装机的主体地位，推动其在发电装机中的比重继续提高。预计2020年全国新增发电装机1.1亿千瓦左右，较2019年的规模约增加800万千瓦，其中，非化石能源发电新增装机将在7500万千瓦左右，约占全部发电新增装机的三分之二，占比较去年提升3～5个百分点。新增装机较去年的增量主要在于风电、光伏发电投产装机增长，预计2020年风电新增装机在2900万千瓦左右，光伏新增装机规模3400万千瓦左右，分别较去年约增加300万、700万千瓦。
预计2020年底全国发电装机容量21.2亿千瓦，增长5.5%左右，增速基本与上年持平；非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至43.2%，比2019年底提高1.3个百分点左右。
2020年，全国电力供需形势将延续总体平衡态势，并趋向总体宽松，局部地区个别时段存在电力供应缺口。由于发电装机增速快于用电增长，且新增发电装机中新能源占主体，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时将将较去年的3825小时进一步降低。局部地区的清洁能源消纳形势趋于严峻，但全国有望延续去年向好态势，完成清洁能源消纳三年行动计划的2020年目标。
为了发挥好有效投资在稳增长中的关键作用，2020年电力投资将加大，但前期停工停产引起电力工程建设工期缩短，将影响实际完成投资额，预计电力投资总体上将扭转“十三五”以来的下滑态势，企稳回升，重返8000亿元以上投资规模。其中，特高压作为中央明确的“新基建”七大领域之一，在2020年中的投资将提速，带动电网投资显著增加。其中，国网近期多次调整电网投资规模，目前预计安排电网投资4500亿元，较年初安排的4080亿元，增加约10.3%。其中，全年特高压建设项目投资规模从近千亿元升至1811亿元，特高压投资占比有大幅提升。
2020年，主要电力企业将以供给侧结构性改革为主线，在电力体制改革、国资国企改革等多重改革中，根据企业功能定位，既聚焦主责主业，又科学布局战略性新兴业务，提质增效、转型升级、“争创一流”。电网企业将更加回归公益类公司属性，着力优化用电营商环境。主要发电企业不断提升化石能源清洁化、清洁能源规模化的水平，加强专业化重组，扩大电力市场化交易规模。主要电力企业的发电、电网、电力装备制造以及其他多元化辅业等大类产业板块将出现深度调整，剥离重组。从经营情况看，用电增速放缓，将整体上影响主要电力企业营收。2月至6月阶段性降低用电成本将进一步加剧电力企业的经营困难；燃煤成本预期下行、更加激烈的市场竞争、新能源建设成本下降等多个因素交织，将增加主要发电企业营收的不确定性。
党的十八届三中全会公报指出，到2020年，在重要领域和关键环节上取得决定性成果。电力领域改革是其中重要内容，电力体制改革也将持续深入推进。在推进第二轮输配电价成本监审、电力市场建设、增量配电等改革中，2020年改革成果的亮点将主要体现在电力市场建设和电力交易机构独立规范运行方面。其中，市场主体在签订2020年中长期合同时要做到有量、有价、有曲线，将有力完善电力批发市场，建立健全电力市场化交易机制，确保中长期市场与现货市场的有效衔接；电力现货市场建设试点连续结算的周期进一步加长，陆续稳妥启动连续结算运行；年底前将基本建立电力辅助服务市场机制。电力交易机构独立规范运行工作进一步形成共识而提速，年底前北京、广州2家区域性交易机构和省（自治区、直辖市）交易机构中电网企业持股比例降至50%以下。
2019年全国电力工业统计快报一览表
注：1、全社会用电量指标是全口径数据。2、三次产业划分按照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》（国统设管函〔2018〕74号）相应调整，为保证数据同口径可比，上年同期数据根据新标准重新进行了分类。（总注：本文所引用数据均来自权威部门资料。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。）
