根据中电联发布的数据显示，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。 2020年，可再生能源发电量达到2.2万亿千瓦时，占全社会用电量的比重达到29.5%，较2012年增长9.5个百分点。 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。 我国已初步形成在空间范围上覆盖区域、省级，在时间周期上覆盖年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内实时电力现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、可再生能源消纳权重等交易品种的市场体系结构。 2020年，我国电力市场参与主体不断增多，电力市场化交易规模及占比持续扩大，交易机构股份制改造取得积极进展，市场开放度显著提升，市场活力进一步释放。
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。 2021年是“十四五”规划的开局之年、全面建设社会主义现代化国家新征程的开启之年。
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%。 据部分发电集团的“十四五”新能源装机规划数据，未来全国风能、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。 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。 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%。
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。 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。
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。 6月，《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》印发。
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。 其中，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。
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%。 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%。
0323 星座: 中国能源大数据报告（2021）——电力篇
2020年，我国全社会用电量平稳增长，增速略缓。 根据中电联数据，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。 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。
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。 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（区市）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（区）增速超过5%。 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。
- 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。
- 6月，《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》印发。
- 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。
- 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。
- 2020年各季度全社会用电量增速分别为-6.5%、3.9%、5.8%、8.1%。
- 核电设备利用小时7453小时，同比提高59小时。
- 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。 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%，复工复产拉动各季度增速持续回升。 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。
特高压建设方面，2020年，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-河南等特高压线路建成投运。 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。
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%。 在全社会用电量保持平稳增长同时，电力消费结构正日趋优化。 第二产业用电比重逐步收缩，第三产业、居民用电比重逐步增大。 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用电倾斜。 到“十四五”末，预计可再生能源发电装机占我国电力总装机的比例将超过50%。
2020年各季度全社会用电量增速分别为-6.5%、3.9%、5.8%、8.1%。 用电量季度变化整体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。 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”。
0323 星座: 行业专区
火电设备利用小时数中煤电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。
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年包括煤电、气电、生物质发电在内的火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%。 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%。 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，新增并网风电装机规模创新高。 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。
0323 星座: 中国能源大数据报告（2021）——电力篇
可再生能源在全社会用电量增量中的占比将达到三分之二左右，在一次能源消费增量中的占比将超过50%，可再生能源将从原来能源电力消费的增量补充，变为能源电力消费的增量主体。 从装机增速看，2020年，火电装机同比增长4.7%，较上年增速高出0.7个百分点。 风电装机同比增长34.6%，较上年增速提升21个百分点。 太阳能发电以24.1%的速度增长，较上年增速高出7个百分点。
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。 “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，我国宏观经济调速换挡，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，随着经济在第二季度实现恢复性增长，全社会用电量增速回升，全年增速达到3.1%。
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。 各季度增速分别为3.5%、10.6%、5.0%、10.0%。 截至2020年底，全国全口径火电装机容量12.5亿千瓦、水电3.7亿千瓦、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。 《中国能源大数据报告（2021）》重磅推出，这是中电传媒能源情报研究中心连续六年出版中国能源大数据报告。 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%。
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。 2021年4月，我国在领导人气候峰会上承诺，“中国将严控煤电项目，‘十四五’时期严控煤炭消费增长、‘十五五’时期逐步减少。 ”电力行业将加速低碳转型，发挥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。 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。
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%。
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。 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。 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。 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%。
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。 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。
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。 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。
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