中电联发布《中国电力行业年度发展报告2019》(2)

　　全年发电用煤价格高位波动。2018年电煤供应量前紧后缓、总体平衡，全年发电用煤价格在波动中前高后稳。根据中电联电煤采购价格指数CECI显示，2018年全年5500大卡现货成交价格波动范围为560-752元/吨、综合价波动范围为571-635元/吨，平均综合价均超过国家规定的绿色区间上限，国内煤电企业电煤采购成本居高不下。

　　弃风弃光问题继续得到改善。2018年,在各级政府和全行业协同努力下，新能源发电消纳进一步改善。全年全国弃风电量277亿千瓦时，平均弃风率7%，比上年下降5个百分点；全国弃光电量54.9亿千瓦时，平均弃光率3%，比上年下降2.8个百分点。

　　并网风电设备利用小时创2013年来最高。受电力消费较高增速和部分流域来水较少影响，火电、核电与新能源发电利用小时同比提高较多。其中，火电4378小时，比上年提高159小时（燃煤发电4495小时，比上年提高183小时；燃气发电2767小时，比上年提高6小时）；核电7543小时，比上年提高454小时；并网风电2103小时，比上年提高155小时，为2013年以来最高；太阳能发电1230小时，比上年提高25小时；水电3607小时，比上年提高10小时。

　　电力生产运行安全可靠。2018年，全国未发生较大以上电力人身伤亡事故，未发生电力系统水电站大坝垮坝、漫坝以及对社会造成重大影响的安全事件。电力可靠性主要指标总体保持在较高水平。其中，4万千瓦及以上水电机组以及10万千瓦及以上煤电机组、燃气轮机组、核电机组的等效可用系数分别为92.30%、92.26%、92.47%、91.84%。除核电机组的等效可用系数提高0.74个百分点外，其他分别比上年下降0.25个、0.5个和0.13个百分点。架空线路、变压器、断路器三类主要输变电设施的可用系数分别为99.328%、99.741%、99.908%，均低于上年。直流输电系统合计能量可用率、能量利用率分别为92.15%、44.11%，分别比上年下降3.20个和10.31个百分点；总计强迫停运35次，比上年增加2次。全国10（6、20）千伏供电系统用户平均供电可靠率为99.820%，比上年提高0.006个百分点；用户平均停电时间15.75小时/户，比上年减少0.52小时/户；用户平均停电频率3.28次/户，与上年持平。

　　三是全社会用电较快增长，电力供需总体平衡。

　　全社会用电较快增长。在宏观经济运行总体平稳、服务业和高新技术及装备制造业较快发展、冬季寒潮和夏季高温、电能替代快速推广、城农网改造升级释放电力需求等因素综合影响下，全社会用电实现较快增长。2018年，全国全社会用电量69002亿千瓦时，比上年增长8.4%，为2012年以来最高增速，增速比上年提高1.8个百分点。其中，第一、第二、第三产业和城乡居民用电量分别比上年增长9.0%、7.1%、12.9%和10.3%。第二产业用电量依然是拉动全社会用电量增长的主力，拉动5.0个百分点，比上年提高1.1个百分点；第三产业和城乡居民生活用电量继续保持快速增长，对全社会用电量增长的拉动力分别比上年提高0.5和0.4个百分点。

　　电能替代快速推广。2018年，全年累计完成替代电量1557.6亿千瓦时,比上年增长21.1%。其中，全国工（农）业生产制造领域完成替代电量968.0亿千瓦时，约占总替代电量的62.2%；居民取暖、交通运输、能源生产供应与消费等领域电能替代也在快速推广，替代电量逐年提高。

　　电力终端新业态正在培育。综合能源、电力系统储能与电动汽车充电等电力终端新业态在技术和商业化应用方面得到较快发展。截至2018年年底，国家能源局公布的首批55个“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目、23个多能互补集成优化示范工程项目和28个新能源微电网示范项目，正在试点实践。

　　电力需求侧管理进一步深化。2018年，各级政府部门、行业协会、电力企业深化电力需求侧管理。各地通过积极探索、实施需求侧响应，最大削减高峰电力1245万千瓦。电网企业实施送变电系统节电和推动社会各领域企业节电等措施，全年合计完成节约电量163亿千瓦时，节约电力431万千瓦。

　　电力供需形势总体平衡。2018年，全国电力供需形势从前两年的总体宽松转为总体平衡。其中，东北和西北区域电力供应能力富余；华北、华东、华中和南方区域电力供需总体平衡；部分地区受年初大范围雨雪天气、夏季持续高温天气、部分时段燃料供应偏紧等因素影响，局部时段电力供需平衡偏紧。

　　四是电力绿色发展水平不断提高，节能减排取得新成绩。

　　资源节约水平继续提升。2018年，全国6000千瓦及以上火电厂平均供电标准煤耗307.6克/千瓦时，比上年下降1.8克/千瓦时，煤电机组供电煤耗继续保持世界先进；厂用电率4.70%，比上年下降0.10个百分点（其中，水电0.26%，比上年下降0.01个百分点；火电5.81%，比上年下降0.23个百分点）。全国线损率6.21%，比上年下降0.27个百分点。全国火电厂单位发电量耗水量1.23千克/千瓦时，比上年下降0.02千克/千瓦时；粉煤灰、脱硫石膏综合利用率分别为71%、74%，均比上年下降1个百分点，综合利用量持续提高。

　　污染物排放进一步降低。2018年，全国电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别约为21万吨、99万吨、96万吨，分别比上年下降约为19.2%、17.5%、15.8%；每千瓦时火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量约为0.04克、0.20克、0.19克，分别比上年下降0.02克、0.06克、0.06克。火电单位发电量废水排放量为0.06千克/千瓦时，与上年持平。截至2018年年底，达到超低排放限值的煤电机组约8.1亿千瓦，约占全国煤电总装机容量80%；东、中部地区基本实现超低排放改造，河南、安徽、甘肃等省份提前完成超低排放改造目标。

　　碳排放强度持续降低。2018年，全国单位火电发电量二氧化碳排放约为841克/千瓦时，比2005年下降19.4%；单位发电量二氧化碳排放约为592克/千瓦时，比2005年下降30.1%。以2005年为基准年，2006-2018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136.8亿吨，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长。其中，供电煤耗降低对电力行业二氧化碳减排贡献率为44%，非化石能源发展贡献率为54%。

　　五是科技创新取得新进展，电力建设与运行技术水平持续提升。