2014年，全國電力供需形勢總體寬松，運行安全穩(wěn)定。受氣溫及經(jīng)濟穩(wěn)中趨緩等因素影響，全社會用電量增速放緩到3.8%、同比回落3.8個百分點；三次產(chǎn)業(yè)和居民生活用電量增速全面回落，第三產(chǎn)業(yè)用電量增速明顯領先于其他產(chǎn)業(yè)，其中信息業(yè)用電持續(xù)保持旺盛勢頭；四大重點用電行業(yè)增速均比上年回落，設備制造業(yè)用電保持較快增長，產(chǎn)業(yè)結構優(yōu)化調(diào)整效果顯現(xiàn)。全國發(fā)電裝機容量達到13.6億千瓦，電力供應能力總體充足；非化石能源發(fā)電裝機及發(fā)電量快速增長，其發(fā)電量占總發(fā)電量比重創(chuàng)歷史新高；火電發(fā)電量負增長，設備利用小時再創(chuàng)新低。

　　展望2015年，預計電力消費需求增速將比2014年有所回升，全社會用電量同比增長4.5%左右；全年新增發(fā)電設備容量1億千瓦左右，年底全國發(fā)電裝機容量將達到14.6億千瓦，其中非化石能源發(fā)電裝機比重提高至35%左右；全國電力供需繼續(xù)總體寬松，其中東北和西北區(qū)域電力供應能力仍然富余較多，華東、華中和南方區(qū)域電力供需總體平衡，華北區(qū)域電力供需總體平衡、部分地區(qū)偏緊；全國火電設備利用小時比2014年小幅下降。

　　一、2014年全國電力供需狀況

　　（一）電力消費需求增速創(chuàng)1998年以來新低

　　2014年全國全社會用電量5.52萬億千瓦時、同比增長3.8%，增速同比回落3.8個百分點。主要原因，一是全年平均氣溫特別是夏季較2013年同期偏低，貢獻全年全社會用電增速下降超過1個百分點；二是經(jīng)濟增速穩(wěn)中趨緩對電力消費需求增速回落影響也很大。同時，下半年分月電力消費平穩(wěn)增長的態(tài)勢也反映出當前經(jīng)濟增速是平穩(wěn)趨緩而不是急速下降、仍處于合理增長區(qū)間。

圖1  2010-2014年全社會及各產(chǎn)業(yè)用電量增長情況圖

　　城鄉(xiāng)居民生活用電量增速比上年大幅回落。城鄉(xiāng)居民生活用電量同比增長2.2%、同比回落6.7個百分點，各季度增速依次為6.0%、7.4%、-5.6%和3.8%。2014年夏季極端持續(xù)高溫天氣較2013年同期明顯偏少，長江中下游等地區(qū)出現(xiàn)涼夏，三季度城鄉(xiāng)居民生活用電增速同比回落23.2個百分點，對當季全社會用電增長的貢獻率為-58.9%。

　　第三產(chǎn)業(yè)用電量增速比上年回落，信息業(yè)消費持續(xù)保持旺盛勢頭。第三產(chǎn)業(yè)用電量同比增長6.4%、同比回落3.8個百分點。其中，住宿和餐飲業(yè)用電量僅增長1.2%，交通運輸倉儲郵政業(yè)用電量增長5.7%，而信息業(yè)（信息傳輸、計算機服務和軟件業(yè)）用電量增長11.4%、同比提高0.5個百分點。

　　四大重點行業(yè)用電量增速同比回落，設備制造業(yè)用電量保持較快增長，產(chǎn)業(yè)結構優(yōu)化調(diào)整效果顯現(xiàn)。第二產(chǎn)業(yè)用電同比增長3.7%、同比回落3.4個百分點，其中工業(yè)用電增長3.7%。制造業(yè)用電增長4.5%，其中，四大重點用電行業(yè)合計用電同比增長3.7%、同比回落2.7個百分點；設備制造業(yè)、廢棄資源和廢舊材料回收加工業(yè)用電量同比分別增長8.1%和9.3%，是制造業(yè)中用電形勢表現(xiàn)最好的兩個行業(yè)。

圖2  2013、2014年各地區(qū)用電量增長情況圖

　　中部和東北地區(qū)用電量低速增長，中部和西部地區(qū)用電量增速比上年回落幅度偏大。東部地區(qū)用電同比增長3.5%、同比回落3.1個百分點；主要受氣溫因素影響，中部地區(qū)用電同比增長1.7%、同比回落5.2個百分點，是增速回落幅度最大的地區(qū)；西部地區(qū)用電同比增長6.4%，增速仍領先于其它地區(qū)，但受高耗能行業(yè)用電增速放緩影響，增速同比回落4.5個百分點；東北地區(qū)用電同比增長1.7%,在各地區(qū)中最低,同比回落2.6個百分點。

　　（二）電力供應充足，非化石能源發(fā)電量快速增長，火電發(fā)電量負增長、設備利用小時均創(chuàng)新低

　　全國基建新增發(fā)電裝機10350萬千瓦，其中非化石能源發(fā)電裝機5702萬千瓦。年底全國全口徑發(fā)電裝機容量13.6億千瓦、同比增長8.7%，其中非化石能源發(fā)電裝機容量占總裝機容量比重為33.3%。全年全口徑發(fā)電量5.55萬億千瓦時、同比增長3.6%，其中非化石能源發(fā)電同比增長19.6%，其占總發(fā)電量比重自新中國成立以來首次超過25%，達到25.6%、同比提高3.4個百分點。全國發(fā)電設備利用小時4286小時、同比降低235小時。

　　水電裝機達到3億千瓦，水電發(fā)電量高速增長、設備利用小時達到9年來最高水平。年底全口徑水電裝機3.0億千瓦（其中抽水蓄能2183萬千瓦）、同比增長7.9%，年底常規(guī)水電在建規(guī)模大幅萎縮至不足3000萬千瓦。全年發(fā)電量1.07萬億千瓦時、同比增長19.7%，設備利用小時3653小時，為1996年以來的年度次高值（最高值為2005年的3664小時），同比提高293小時。

　　風電投資大幅增長、設備利用小時同比降低。新增并網(wǎng)裝機2072萬千瓦，年底全國并網(wǎng)風電裝機9581萬千瓦、同比增長25.6%。發(fā)電量同比增長12.2%，主要受來風少、風速下降影響，設備利用小時1905小時、同比降低120小時。

　　并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量及發(fā)電量大幅增長。年底全國并網(wǎng)太陽能發(fā)電（絕大部分為光伏發(fā)電）裝機2652萬千瓦、同比增長67.0%，其中甘肅、青海和新疆超過300萬千瓦。全年發(fā)電量231億千瓦時、同比增長170.8%。

　　核電新投產(chǎn)裝機規(guī)模創(chuàng)年度新高。全國新投產(chǎn)核電機組5臺、547萬千瓦，年底核電裝機1988萬千瓦、同比增長36.1%。全年發(fā)電量同比增長13.2%，設備利用小時7489小時、同比降低385小時。

　　火電發(fā)電量同比負增長，利用小時創(chuàng)新低。全年新增火電裝機4729萬千瓦，年底全口徑火電裝機9.2億千瓦、同比增長5.9%，其中煤電8.3億千瓦、同比增長5.0%。受電力消費需求放緩、非化石能源發(fā)電量高速增長等因素影響，火電發(fā)電量同比下降0.7%，自1974年以來首次出現(xiàn)負增長；設備利用小時4706小時、同比降低314小時，為上一輪低谷1999年（4719小時）以來的年度最低值。

　　跨省區(qū)送電量保持快速增長。全年跨區(qū)送電量2741億千瓦時、同比增長13.1%，其中，新投產(chǎn)的溪(洛渡)浙(江)、哈(密)鄭(州)±800千伏特高壓直流工程分別送電251和130億千瓦時；跨省輸出電量8420億千瓦時、同比增長10.8%，其中南方電網(wǎng)區(qū)域“西電東送”電量同比增長31.1%，三峽電站送出電量同比增長19.3%。

　　電煤供應持續(xù)寬松，發(fā)電用天然氣供應總體平穩(wěn)但部分企業(yè)虧損加重。全年國內(nèi)煤炭市場供應充足，電煤供應持續(xù)寬松。一季度部分地區(qū)天然氣發(fā)電供氣受限，二、三季度形勢緩和，四季度總體平穩(wěn)，但部分天然氣發(fā)電廠因存量氣價再次上調(diào)而虧損加重。

　　（三）全國電力供需總體寬松

　　全年全國電力供需總體寬松，東北和西北電網(wǎng)區(qū)域供應能力富余較多，華中、華東和南方電網(wǎng)區(qū)域供需總體平衡，華北電網(wǎng)區(qū)域供需總體平衡、部分地區(qū)偏緊。省級電網(wǎng)中，受機組環(huán)保改造、氣溫、局部電網(wǎng)受限等因素影響，山東、河北、天津、江蘇、安徽、福建、河南、陜西、西藏和海南在部分時段有一定錯峰。

　　二、2015年電力供需形勢預測

　　（一）電力消費增速將比2014年有所回升

　　2015年，預計中央仍將出臺系列“穩(wěn)增長”政策措施，且改革紅利將逐步釋放,有利于穩(wěn)定電力消費增長；2014年對用電量增長產(chǎn)生抑制作用的氣溫因素，將對2015年用電量尤其是居民用電量增長有一定拉升作用；受經(jīng)濟轉(zhuǎn)型驅(qū)動，信息消費等第三產(chǎn)業(yè)仍將保持快速增長勢頭；部分地區(qū)為大氣污染防治和節(jié)能減排而推行的電能替代客觀上有利于促進電力消費增長；部分地方逐步推進的電力用戶直接交易試點，降低了用戶電價，企業(yè)生產(chǎn)成本下降，一定程度上促進電力消費。與此同時，未來我國的節(jié)能減排和環(huán)境保護壓力日益加大，2015年是中央政府實現(xiàn)“十二五”節(jié)能減排目標的最后一年，部分節(jié)能減排形勢嚴峻的地區(qū)可能在部分時段對高耗能高排放行業(yè)采取限電限產(chǎn)等措施，可能對高耗能行業(yè)用電增長帶來一定影響。

　　綜合判斷，預計2015年電力消費增速將比2014年有一定回升，全年全社會用電量5.74-5.80萬億千瓦時、同比增長4.0%-5.0%，預期5.77萬億千瓦時、同比增長4.5%左右。

　　（二）電力供應能力充足，非化石能源發(fā)電裝機比重進一步提高

　　預計2015年基建新增發(fā)電裝機容量1億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電5300萬千瓦左右。預計年底全國發(fā)電裝機14.6億千瓦、同比增長7.5%左右，其中非化石能源發(fā)電5.1億千瓦、占比35%左右。非化石能源發(fā)電裝機中，水電3.2億千瓦、核電2864萬千瓦、并網(wǎng)風電1.1億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電3650萬千瓦、并網(wǎng)生物質(zhì)發(fā)電1100萬千瓦左右。

　　（三）2015年全國電力供需總體寬松

　　預計東北和西北區(qū)域電力供應能力仍然富余較多，華東、華中和南方區(qū)域電力供需平衡、各區(qū)域內(nèi)均有部分省份電力供應能力盈余，華北區(qū)域電力供需總體平衡、部分地區(qū)偏緊。預計全年發(fā)電設備利用小時4130小時左右，其中火電設備利用小時4650小時左右，可能再創(chuàng)新低。

　　三、有關建議

　　（一）加快優(yōu)化調(diào)整電源結構與布局，提高電力資產(chǎn)利用效率和效益

　　近些年來，發(fā)電設備利用小時特別是火電利用小時數(shù)下降，降低了電力行業(yè)資產(chǎn)利用效率和效益。究其原因，除電力供應寬松外，投產(chǎn)電源結構和布局不合理，調(diào)峰電源比例低，也是重要原因。為此，在科學調(diào)控開工投產(chǎn)規(guī)模的同時，更應該，一是提高電力系統(tǒng)調(diào)峰電源比重，減輕煤電機組深度調(diào)峰負擔。煤電機組為快速發(fā)展的風電、太陽能發(fā)電等可再生能源承擔深度調(diào)峰和備用功能，不但降低了火電資產(chǎn)利用效率和效益，還增加了火電機組的供電煤耗和污染物排放。無論是規(guī)劃中，還是近些年電源項目安排上，應優(yōu)先規(guī)劃和核準建設調(diào)峰電源，提高調(diào)峰電源比重，從而提高各類型電力資產(chǎn)尤其是火電資產(chǎn)的利用效率和效益。二是優(yōu)先發(fā)展水電和核電，穩(wěn)步提高非化石能源發(fā)電比重。在科學確定非化石能源發(fā)電比重目標下，如何優(yōu)化非化石能源發(fā)電結構、提供全社會用得起的安全綠色電能，是“十三五”規(guī)劃及其具體項目安排中亟需解決的重大課題。發(fā)展水電、核電與發(fā)展風電、太陽能發(fā)電相比，兩者在綠色低碳（環(huán)境品質(zhì)）上大致相同；在發(fā)電成本或上網(wǎng)電價（經(jīng)濟品質(zhì)）上，前者明顯優(yōu)于后者；在電力負荷平衡中的發(fā)電裝機容量利用率 (容量品質(zhì))上，前者也明顯優(yōu)于后者。同時，當前電力供需總體寬松、利用小時處于歷史低位，但是未來5-10年發(fā)電裝機需求仍有較大的發(fā)展空間，而水電和核電的建設周期為5年左右甚至更長。所以，優(yōu)先發(fā)展水電和核電，既能夠拉動經(jīng)濟發(fā)展，又能夠有效規(guī)避當前供需寬松困局，且能夠確保電力結構綠色轉(zhuǎn)型和保障電力中長期安全經(jīng)濟供應。三是調(diào)整新能源發(fā)電思路，提高新能源發(fā)電利用率。做好統(tǒng)籌規(guī)劃，實現(xiàn)區(qū)域布局及項目與消納市場、配套電網(wǎng)以及調(diào)峰電源相統(tǒng)籌，做到國家與地方規(guī)劃相統(tǒng)一，完善國家規(guī)劃剛性實施機制。風電和光伏發(fā)電發(fā)展應堅持集中與分散相結合原則，近中期優(yōu)先鼓勵分散、分布式開發(fā)。在落實消納市場和輸電通道，并且提前開工輸電通道工程的條件下，有序推進集中式開發(fā)。四是高度重視光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展，優(yōu)化新能源發(fā)電結構，提高新能源發(fā)電發(fā)展質(zhì)量。光熱發(fā)電與風電和光伏發(fā)電相比，具有并網(wǎng)友好、儲熱連續(xù)、發(fā)電穩(wěn)定等優(yōu)勢,可以作為今后提高新能源開發(fā)質(zhì)量的重要方向。

　　（二）加快跨省區(qū)送電通道及配網(wǎng)建設，盡早解決“棄水”、“棄風”問題

　　近些年來，政府、行業(yè)及企業(yè)已經(jīng)采取了多項措施，并且取得了一定成效，但西南水電“棄水”和三北風電基地“棄風”問題仍然存在。為此建議，一是國家有關部門應盡快協(xié)調(diào)有關地方，統(tǒng)籌考慮西南水電等可再生能源的開發(fā)及市場消納。二是加快清潔能源基地的跨省區(qū)輸電通道建設，盡快核準開工建設西南水電基地外送通道，確保現(xiàn)有電源過剩能力得到更大范圍消納、新增電源能及時送出。三是嚴格控制電力富余較多地區(qū)的電源開工規(guī)模，以集中消化現(xiàn)有電力供應能力。對棄水嚴重的地區(qū)嚴格控制風電、太陽能發(fā)電等開發(fā)進度，對電力大量富余的東北地區(qū)嚴格控制包括煤電、風電在內(nèi)的電源開工規(guī)模。四是加快配電網(wǎng)建設和智能化改造，鼓勵儲能技術參與輔助服務，提高電力系統(tǒng)對分布式能源的消納能力。

　　（三）加快理順電價、熱價形成機制，促進解決水電大省煤電企業(yè)以及北方熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)供熱普遍虧損問題

　　一是建議在云南、四川等水電大省開展火電兩部制電價改革試點，建立健全水電與火電互補機制，以解決這些省份的火電機組因長期承擔電網(wǎng)調(diào)峰，而造成設備利用小時偏低、虧損嚴重等長期性問題。二是針對華北、東北及西北地區(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)供熱連年大面積虧損的長期困難，建議國家有關部門加快出臺支持熱電聯(lián)產(chǎn)健康發(fā)展的有效措施；在政策出臺前，對熱價倒掛嚴重、虧損嚴重的供熱電廠予以財政補貼，同時實行環(huán)保改造熱價政策。