2021年1月29日，国家能源局召开一季度网上新闻发布会，通报了2020年光伏发电并网运行情况。
2020年，全国光伏新增装机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%。
2020年，全国光伏平均利用小时数1160小时，平均利用小时数较高的地区为东北地区1492小时，西北地区1264小时，华北地区1263小时，其中蒙西1626小时、蒙东1615小时、黑龙江1516小时。
2020年，全国平均弃光率2%，与去年同期基本持平，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。
国家能源局新闻发言人：
2021年1月29日，国家能源局召开一季度网上新闻发布会，发布冬季能源保供情况、2020年可再生能源发展情况、2020年第四季度全国50个主要城市供电企业用户供电可靠性指标等。
多措并举确保冬季能源安全稳定供应
入冬以来，受寒潮天气影响，全国能源需求特别是电力需求高速增长，局部地区高峰时段供应偏紧，国家能源局高度重视煤电油气供应保障工作，采取了一系列保供举措，确保能源安全稳定供应。
一、全力保障居民和工商业用电、取暖
一是组织专题会商会，明确能源保供工作措施。国家能源局分别与湖南省政府、江西省政府召开视频会商专题会，就电源建设、电网建设、煤矿复工复产、电煤和油气供应保障、供电监管等进行了专题会商，明确落实近、中、远期相关工作措施，全力保障两省能源供应。
二是建立日报制度，加强电力供需监测预警。组织各地有关部门、国家能源局各派出机构、电网企业、发电企业建立了日报、旬报等机制，加强监测预警，及时发现苗头性、倾向性问题，研判形势，协调解决重大问题。
三是充分发挥大电网平台作用，灵活调配资源。加强负荷预测和新能源预测，统筹优化电网调度运行方式，确保电力可靠供应。挖掘跨省跨区输电通道送电潜力，加强区域间相互支援、盈缺互济。持续发挥市场化交易作用，北京电力交易中心1月份重点支援湖南、江西、四川、江苏、重庆等省份。
四是加强电力设施运行维护、巡查消缺和应急抢修。督促电网企业和发电企业加强设备运行维护，确保重点地区重点电厂以及跨省区重要输电通道安全稳定运行，湖南600万千瓦、江西260万千瓦最大外受电能力目前均充分发挥。加强湖南、四川、重庆、广西、云南、贵州等省区线路覆冰预警监测，及时开展融冰，确保送电安全。全力做好石家庄良村热电厂抢修协调工作，保障防疫采暖及居民生活用电。
五是做好北方地区清洁取暖，确保人民群众温暖过冬。建立旬报和紧急情况报送制度，及时跟踪清洁取暖最新情况，协调解决各地取暖和能源保障问题。开展北方地区清洁取暖专项监管，组织国家能源局各派出机构及时核查相关问题。落实中央领导批示，组织清洁取暖存在问题调研摸排，督促做好协调工作，及时解决问题，确保群众温暖过冬。
二、煤炭供应总体平稳
煤炭生产方面。2020年全国规模以上企业煤炭产量38.4亿吨，同比增长0.9%，12月煤炭产量3.5亿吨，同比增长3.2%。全国煤炭日产量持续保持1100万吨左右的较高水平，煤炭供应总体平稳。
电煤库存方面。截至2021年1月25日，全国统调电厂电煤库存可用15天，库存处合理水平。
煤炭价格方面。煤炭中长期合同兑现率高、价格平稳，2020年煤炭企业中长期合同兑现率超过90%，履约情况总体良好，较好发挥了市场稳定器作用。煤炭现货价格11月初以来持续上涨，近日已出现回落。
为保障迎峰度冬和春节假日期间煤炭供应，采取以下工作措施：
一是加强监测预警。做好煤炭产量、电厂存煤、环渤海港口存煤日调度、日监测，强化数据对比分析和形势研判。
二是加大增产增供力度。督促煤炭主产区和重点企业，充分调动有效产能，统筹做好增产增供、安全生产、疫情防控工作。
三是压实保供责任。督促地方政府有关部门认真落实煤炭保供主体责任，加强组织领导，积极拓宽煤源渠道，充分发挥煤炭储备和可调节库存作用，稳定市场供应。
四是突出民生重点保障。督促产煤地区和煤炭企业要强化供给侧、需求侧管理，优化生产供应结构，提前安排春节放假轮休，确保煤炭供应平稳。
三、天然气供应能力进一步增强
深入贯彻落实习近平总书记关于加快天然气产供储销体系建设重要指示批示精神，克服极寒天气造成的用气增供压力，全力推动天然气增储上产、管网互联互通、储气能力建设、进口气协调保障等重点工作，实现了2020—2021年采暖季天然气供应能力进一步增强，保障了全社会生产生活用气需求。
一是组织上游企业加大勘探开发力度，努力实现国产气田冬季增产增供。2020年10—12月全国月均天然气产量连续3个月维持历史高位，其中，12月产量同比增长约13.7%。国家统计局数据显示，2020年国内天然气产量约1888亿立方米，连续4年增产超过100亿立方米。
二是围绕年度天然气管网等基础设施建设任务目标，加快中俄东线天然气管道等重大工程建设。中央、地方和企业三方合力，持之以恒推进中俄东线中段、南段工程建设。其中，中俄东线中段工程于2020年12月3日投产进气。2021年1月1日以来，中俄东线日最大输气量实现翻番，进一步增加京津冀地区天然气有效供应。中俄东线南段工程已全面开工。
三是充分发挥储气设施应急调峰能力，推动采暖季地下储气库持续发力。国家能源局高度重视储气设施补短板工程，督促上游企业加快地下储气库等重点储气设施建设。2020—2021年采暖季前，三家石油企业和国家管网公司等已建成的中原文23、辽河双6、新疆呼图壁、西南相国寺、华北、大港等地下储气库实现工作气量同比增加40亿立方米，增幅创历史新高。
四是协调支持油气企业加大海外资源进口，全力保障冬季天然气供应。积极协调支持企业充分利用长贸气合作框架，加强与战略资源商沟通，优化淡旺季天然气进口资源配置，依托国家管网设施加强“联保联供联运”，增加资源串换互保互供，在北海LNG接收站因事故停产等情况下，实现了资源互济互补。2020年11—12月三家主要油气企业合计进口天然气同比增长8.7%。
针对今年春节假期国家鼓励群众就地过年等政策，国家能源局高度重视，开展春节假期能源供需形势研判，加强假期煤电油气供应的监测预警，及时跟踪供应最新情况，针对可能出现的各种困难做好应急预案，最大限度减轻不确定因素的影响，保障春节假期能源供应安全。
2020年可再生能源
持续保持高质量发展
2020年，国家能源局深入贯彻党中央、国务院关于统筹疫情防控和经济社会发展的决策部署，紧紧围绕“四个革命、一个合作”能源安全新战略和碳达峰碳中和目标实现，以壮大清洁能源产业为重点，着力加强行业管理，着力发挥市场机制作用，不断优化可再生能源产业发展布局，努力推动可再生能源高质量发展。
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%；其中，水电装机3.7亿千瓦（其中抽水蓄能3149万千瓦）、风电装机2.81亿千瓦、光伏发电装机2.53亿千瓦、生物质发电装机2952万千瓦。
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%。其中，水电13552亿千瓦时，同比增长4.1%；风电4665亿千瓦时，同比增长约15%；光伏发电2605亿千瓦时，同比增长16.1%；生物质发电1326亿千瓦时，同比增长约19.4%。
可再生能源保持高利用率水平。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；全国弃风电量约166亿千瓦时，平均利用率97%，较上年同期提高1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。
1.水电建设和运行情况
2020年，全国新增水电并网容量1323万千瓦，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%。
2020年，全国水电发电量排名前五位的省（区）依次为四川3541亿千瓦时、云南2960亿千瓦时、湖北1647亿千瓦时、贵州831亿千瓦时和广西614亿千瓦时，其合计水电发电量占全国水电发电量的70.79%。2020年，全国水电平均利用小时数为3827小时，同比增加130小时。
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。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。
2.风电建设和运行情况
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。从新增装机分布看，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。
2020年，全国风电平均利用小时数2097小时，风电平均利用小时数较高的省区中，福建2880小时、云南2837小时、广西2745小时、四川2537小时。
2020年，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。
3.光伏发电并网运行情况
2020年，全国光伏新增装机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%。
2020年，全国光伏平均利用小时数1160小时，平均利用小时数较高的地区为东北地区1492小时，西北地区1264小时，华北地区1263小时，其中蒙西1626小时、蒙东1615小时、黑龙江1516小时。
2020年，全国平均弃光率2%，与去年同期基本持平，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。
4.生物质发电建设和运行情况
2020年，全国生物质发电新增装机543万千瓦，累计装机达到2952万千瓦，同比增长22.6%；2020年生物质发电量1326亿千瓦时，同比增长19.4%，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、江苏、浙江和安徽，分别为365.5万千瓦、282.4万千瓦、242.0万千瓦、240.1万千瓦和213.8万千瓦；新增装机较多的省份是山东、河南、浙江、江苏和广东，分别为67.7万千瓦、64.6万千瓦、41.7万千瓦、38.9万千瓦和36.0万千瓦；年发电量排名前五位的省份是广东、山东、江苏、浙江和安徽，分别为166.4亿千瓦时、158.9亿千瓦时、125.5亿千瓦时、111.4亿千瓦时和110.7亿千瓦时。
2020年第四季度供电可靠率
总体保持稳定向好态势
2020年第四季度，全国50个主要城市供电企业用户供电可靠性继续保持较高水平，平均供电可靠率为99.948%，用户平均停电时间为1.15小时/户，用户平均停电次数为0.26次/户。全国范围内未发生大面积停电事件。
1.全国主要城市平均停电时间同比减少0.11小时/户
第四季度，全国50个主要城市供电企业用户平均停电时间为1.15小时/户，同比减少0.11小时/户。其中，用户平均停电时间最短的五个城市为北京、济南、杭州、广州、上海，分别是0.04、0.05、0.12、0.12、0.14小时/户；用户平均停电时间最长的五个城市为长春、拉萨、重庆、南昌、唐山，分别是11.64、7.35、3.26、3.20、2.37小时/户。
2.用户平均停电次数同比减少0.03次/户
第四季度，全国50个主要城市供电企业用户平均停电次数为0.26次/户，同比减少0.03次/户。其中，用户平均停电次数最少的五个城市为北京、济南、东莞、上海、南京，分别是0.02、0.04、0.05、0.05、0.06次/户；用户平均停电次数最多的五个城市为拉萨、长春、太原、南昌、乌鲁木齐，分别是2.18、1.78、0.65、0.57、0.52次/户。
3.计划停电为主要停电原因
第四季度，造成全国50个主要城市供电企业停电的主要原因是计划停电，造成平均停电时间0.65小时/户，占总停电时间的56.45%。计划停电中，供配电设施计划检修和临时检修因素占52.29%，电网内外部施工等工程停电因素占44.90%。
造成全国50个主要城市供电企业停电的次要原因是故障停电，造成平均停电时间0.50小时/户，占总停电时间的43.55%。故障停电中，自然因素占39.28%，设备原因占18.95%，异物短路、外力破坏等外力因素占15.26%。
