中國電力工業(yè)現(xiàn)狀與展望
一、電力工業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀
（一）2014年電力工業(yè)發(fā)展情況
2014年，電力工業(yè)持續(xù)健康發(fā)展，裝機(jī)總量及發(fā)電量進(jìn)一步增長，非化石能源發(fā)電量比重首次超25%，火電發(fā)電量負(fù)增長，設(shè)備利用小時創(chuàng)新低。
根據(jù)中電聯(lián)年度快報(bào)統(tǒng)計(jì)，截至2014年底，全國全口徑發(fā)電裝機(jī)容量為13.6億千瓦，同比增長8.7%，其中非化石能源發(fā)電裝機(jī)容量4.5億千瓦，占總裝機(jī)容量比重為33.3%。2014年，全國全口徑發(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)電量1.42萬億千瓦時，同比增長19.6%；非化石能源發(fā)電量占總發(fā)電量比重自新中國成立以來首次超過25%，達(dá)到25.6%、同比提高3.4個百分點(diǎn)。全國發(fā)電設(shè)備利用小時4286小時（本書中的發(fā)電設(shè)備利用小時均為6000千瓦及以上電廠口徑），為1978年以來的年度最低水平，同比降低235小時（見圖1）。
2014年，全年基建新增發(fā)電裝機(jī)容量10350萬千瓦，同比增加128萬千瓦，其中新增非化石能源發(fā)電裝機(jī)容量5702萬千瓦；新增220千伏及以上變電設(shè)備容量22394萬千伏安，同比增加2563萬千伏安；新增220千伏及以上輸電線路長度36085千米，同比減少2842千米；新增直流換流容量3860萬千瓦，同比增加2490萬千瓦。
2014年全國主要電力企業(yè)合計(jì)完成投資7764億元，同比增長0.5%。其中，電源投資3646億元，同比下降5.8%；電網(wǎng)投資4418億元，同比增長6.8%。
1、水電裝機(jī)達(dá)到3億千瓦，水電發(fā)電量高速增長，設(shè)備利用小時達(dá)到9年來最高水平
2014年，水電投資完成960億元，同比下降21.5%�；ㄐ略鏊娧b機(jī)容量2185萬千瓦，同比減少911萬千瓦，其中云南和四川合計(jì)新增1684萬千瓦，占全國水電新增裝機(jī)容量的77.1%。截至12月底，全國全口徑水電裝機(jī)容量3.0億千瓦（其中抽水蓄能2183萬千瓦），同比增長7.9%。全年主要發(fā)電企業(yè)常規(guī)水電新開工規(guī)模接近600萬千瓦，隨著西南水電基地溪洛渡、向家壩、糯扎渡、錦屏一級和二級等一批重點(diǎn)工程陸續(xù)竣工投產(chǎn)，年底常規(guī)水電在建規(guī)模大幅萎縮至不足3000萬千瓦。
2014年，全國水電發(fā)電量1.07萬億千瓦時，首次超過1萬億千瓦時、同比增長19.7%，受主要水電生產(chǎn)地區(qū)汛期來水情況較好而2013年汛期來水偏枯導(dǎo)致基數(shù)低影響，汛期以來水電發(fā)電量持續(xù)高速增長；主要水電生產(chǎn)省份中，貴州、廣西、重慶、云南和四川水電發(fā)電量增速超過25%，但青海和甘肅分別下降5.6%和0.3%。
2014年，全國水電設(shè)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。其中，四川、甘肅和云南水電設(shè)備利用小時分別達(dá)到4528、4488和4345小時。全國水電裝機(jī)容量超過500萬千瓦的13個省份中，貴州、重慶、廣西和湖北水電設(shè)備利用小時同比分別提高1351、1093、905和574小時，而青海和甘肅同比分別降低279和111小時。
2、風(fēng)電投資大幅增長，設(shè)備利用小時同比降低，并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機(jī)容量及發(fā)電量大幅增長
2014年，主要受風(fēng)電上網(wǎng)電價政策調(diào)整預(yù)期影響，風(fēng)電投資完成993億元，首次超過水電、火電、核電投資，成為電源建設(shè)中完成投資最多的一類，同比大幅增長52.8%�；ㄐ略霾⒕W(wǎng)風(fēng)電裝機(jī)容量2072萬千瓦，年度新增規(guī)模首次超過2000萬千瓦，同比增加585萬千瓦，其中甘肅、新疆、內(nèi)蒙古、山西、寧夏、河北和云南新增并網(wǎng)風(fēng)電裝機(jī)容量超過100萬千瓦。截至12月底，全國并網(wǎng)風(fēng)電裝機(jī)容量9581萬千瓦，同比增長25.6%，其中內(nèi)蒙古和甘肅分別達(dá)到2070和1008萬千瓦。
2014年，全國并網(wǎng)風(fēng)電發(fā)電量1563億千瓦時，同比增長12.2%。風(fēng)電設(shè)備利用小時1905小時，同比降低120小時。并網(wǎng)風(fēng)電裝機(jī)容量超過100萬千瓦的15個省份中，福建、云南和廣東風(fēng)電設(shè)備利用小時超過2200小時，新疆、江蘇和內(nèi)蒙古也高于全國平均水平，而貴州、遼寧、山東、黑龍江、甘肅和吉林低于1800小時，其中甘肅和吉林分別僅有1596和1501小時；與2013年比較，除廣東、江蘇、貴州和云南風(fēng)電設(shè)備利用小時同比提高外，其余11個省份利用小時同比降低，其中山西、山東、福建、甘肅和遼寧降幅超過200小時，吉林、黑龍江、河北、內(nèi)蒙古和寧夏降幅超過100小時。據(jù)了解，往年棄風(fēng)較多的地區(qū)在2014年棄風(fēng)率有所下降，來風(fēng)少、風(fēng)速下降是2014年大部分地區(qū)風(fēng)電設(shè)備利用小時下降的最主要原因。
截至12月底，全國并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機(jī)容量2652萬千瓦（絕大部分為光伏發(fā)電），同比增長67.0%，其中甘肅、青海和新疆分別達(dá)到517、411和376萬千瓦，內(nèi)蒙古和江蘇超過200萬千瓦，寧夏和河北超過100萬千瓦。2014年，全國并網(wǎng)太陽能發(fā)電量231億千瓦時、同比增長170.8%。
3、核電投資同比繼續(xù)負(fù)增長，全年新投產(chǎn)核電裝機(jī)規(guī)模創(chuàng)年度新高
2014年，核電投資完成569億元，同比下降13.8%；全年新增核電機(jī)組5臺、547萬千瓦，是投產(chǎn)核電機(jī)組最多的一年，分別是3月投產(chǎn)的廣東陽江核電站1號機(jī)組、5月投產(chǎn)的福建寧德核電站一期2號機(jī)組和遼寧紅沿河核電站一期2號機(jī)組、11月投產(chǎn)的福建福清核電站1號機(jī)組和12月投產(chǎn)的浙江秦山核電站一期擴(kuò)建工程1號機(jī)組。截至12月底，全國核電裝機(jī)容量1988萬千瓦，同比增長36.1%，核電在建規(guī)模2590萬千瓦。2014年，全國核電發(fā)電量1262億千瓦時，同比增長13.2%，核電設(shè)備利用小時7489小時、同比降低385小時。
4、火電發(fā)電量同比負(fù)增長，利用小時創(chuàng)新低
2014年，火電投資完成952億元，同比下降6.3%；全年基建新增火電裝機(jī)容量4729萬千瓦，同比增加554萬千瓦，其中新增煤電3555萬千瓦；氣電886萬千瓦。12月底全國全口徑火電裝機(jī)容量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%；氣電5567萬千瓦，同比增長29.2%。
2014年，全國全口徑火電發(fā)電量4.17萬億千瓦時、同比下降0.7%，受電力消費(fèi)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)電市場萎縮，火電發(fā)電量自1974年以來首次出現(xiàn)負(fù)增長。分省份看，全國共有16個省份火電發(fā)電量同比下降，其中云南、上海、廣西、貴州和西藏火電發(fā)電量同比下降超過10%，電力消費(fèi)需求放緩以及水電多發(fā)是主因；湖南、四川、廣東和湖北火電發(fā)電量同比下降超過5%，河南、青海、河北、浙江、江蘇、福建和山西火電發(fā)電量也為負(fù)增長。
2014年，全國火電設(shè)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。分析原因，除了用電需求放緩因素外，火電機(jī)組為規(guī)模越來越大且增長迅速的水電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電等非化石能源發(fā)電承擔(dān)調(diào)峰任務(wù)也是重要原因，客觀上為水電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電等消納作出重要貢獻(xiàn)。各省份間火電設(shè)備利用小時相差明顯，寧夏達(dá)到6101小時，多年來持續(xù)領(lǐng)先于其他省份；海南5559小時，主要是電力消費(fèi)需求保持一定增長而近兩年發(fā)電裝機(jī)容量增加少；青海、陜西、天津、新疆、江蘇和河北超過5200小時；云南僅有2749小時，低于全國平均水平1957小時，同比降低713小時；四川、吉林、上海和湖南也分別僅為3552、3680、3744和3884小時，是需求放緩、非化石能源發(fā)電快速發(fā)展或外來電增加較多等共同作用的必然結(jié)果。
2014年，全國共有24個省份火電設(shè)備利用小時低于上年。其中，貴州同比下降1267小時，重慶、上海、浙江和云南降幅超過700小時，廣西、安徽、湖南、新疆和湖北降幅超過500小時，廣東、江蘇、河南、青海、四川和北京降幅超過300小時，這些省份中絕大部分均有電力消費(fèi)需求放緩的原因，貴州、重慶、云南、廣西、湖南、湖北和四川還有水電多發(fā)的原因，上海、浙江、廣東和江蘇還有跨省區(qū)線路投產(chǎn)后受入電量大幅增加的原因。
5、跨省區(qū)送電量保持快速增長
2014年，全國完成跨區(qū)送電量2741億千瓦時，同比增長13.1%。其中，東北外送電量215億千瓦時，同比增長19.5%；華中外送電量1353億千瓦時，同比增長17.5%，主要是華中送華東電量1027億千瓦時，同比增長20.4%，其中7月初正式投運(yùn)的溪（洛渡）浙（江）±800千伏特高壓直流工程送電251億千瓦時；西北外送電量549億千瓦時，同比增長20.0%，其中1月正式投運(yùn)的哈（密）鄭（州）±800千伏特高壓直流工程送電130億千瓦時。
2014年，全國跨省送出電量8420億千瓦時，同比增長10.8%。在主要送出省份中，內(nèi)蒙古送出電量1460億千瓦時，同比增長0.5%；四川送出1167億千瓦時，同比增長52.6%；湖北送出913億千瓦時，同比增長21.1%；山西送出851億千瓦時，同比增長5.5%；云南送出726億千瓦時，同比增長11.3%；貴州送出671億千瓦時，同比增長22.0%；安徽送出455億千瓦時，同比下降1.2%；寧夏送出356億千瓦時，同比增長0.4%；新疆送出175億千瓦時，同比增長167.7%。在全國跨省送出電量中，南方電網(wǎng)區(qū)域完成“西電東送”電量1723億千瓦時，同比增長31.1%；三峽電站送出電量984億千瓦時，同比增長19.3%。
6、電煤供應(yīng)持續(xù)寬松，發(fā)電用天然氣供應(yīng)總體平穩(wěn)，但部分企業(yè)虧損加重
2014年，全國煤炭市場需求持續(xù)低迷，全年煤炭消費(fèi)量比上年減少，全國重點(diǎn)電廠累計(jì)耗煤12.5億噸，同比下降7.4%。煤炭產(chǎn)能繼續(xù)釋放，全年煤炭進(jìn)口2.91億噸，同比下降10.9%，國內(nèi)煤炭市場供應(yīng)充足，電煤供應(yīng)持續(xù)寬松，全國重點(diǎn)電廠存煤量總體呈逐月上升態(tài)勢，12月底存煤量9455萬噸，可用24天，總體處于正常偏高水平。
一季度天然氣消費(fèi)需求增長強(qiáng)勁，部分地區(qū)天然氣發(fā)電受到供氣限制，隨著供暖期結(jié)束，二、三季度天然氣供需形勢緩和，四季度由于暖冬因素以及天然氣供應(yīng)能力的提升，全國天然氣供應(yīng)總體平穩(wěn)。但2014年9月天然氣價格再次上調(diào)導(dǎo)致天然氣發(fā)電廠虧損加重、經(jīng)營壓力持續(xù)上升。
（二）2014年電力供需情況分析
2014年，全國電力供需形勢總體寬松，運(yùn)行安全穩(wěn)定。受氣溫及經(jīng)濟(jì)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(diǎn)，電力消費(fèi)需求增速創(chuàng)1998年以來新低；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(lǐng)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(diǎn)用電行業(yè)增速均比上年回落，設(shè)備制造業(yè)用電保持較快增長，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整效果顯現(xiàn)。
1、電力消費(fèi)需求增速創(chuàng)1998年以來新低
根據(jù)中電聯(lián)年度快報(bào)統(tǒng)計(jì)，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(diǎn),為1998年（2.8%）以來的年度最低水平。
分季度看，全社會用電量增速先降后升，同比依次為5.4%、5.2%、1.4%和3.5%，其中三季度增速為2009年三季度以來最低。分月度看，上半年各月增速總體處于5%左右的增長水平，下半年除8月因氣溫因素負(fù)增長外，其余各月增速總體處于3%左右的增長水平。
全社會用電量增速明顯回落是必然因素與隨機(jī)偶然因素相互疊加的結(jié)果。從隨機(jī)偶然因素看，全年平均氣溫特別是夏季較2013年同期偏低，貢獻(xiàn)全年全社會用電增速下降超過1個百分點(diǎn)，并且經(jīng)濟(jì)進(jìn)入新常態(tài)后，氣溫因素對電力消費(fèi)需求的影響將比以往更為明顯。從必然因素看，經(jīng)濟(jì)增速穩(wěn)中趨緩對電力消費(fèi)需求增速回落影響也很大，同時，下半年分月電力消費(fèi)平穩(wěn)增長的態(tài)勢也反映出當(dāng)前經(jīng)濟(jì)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。
從電力消費(fèi)結(jié)構(gòu)看，第一產(chǎn)業(yè)用電量994億千瓦時，占全社會用電量比重為1.80%；第二產(chǎn)業(yè)用電量4.07萬億千瓦時，占比為73.60%；第三產(chǎn)業(yè)用電量6660億千瓦時，占比為12.06%；城鄉(xiāng)居民生活用電量6928億千瓦時，占比為12.54%。第三產(chǎn)業(yè)用電量比重同比提高0.30個百分點(diǎn)，第一產(chǎn)業(yè)、第二產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量比重同比分別降低0.07、0.04和0.19個百分點(diǎn)（見圖2、圖3）。
2、城鄉(xiāng)居民生活用電量增速比上年大幅回落
2014年，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(diǎn)；對全社會用電量增長的貢獻(xiàn)率為7.6%，同比回落7.1個百分點(diǎn)。
分季度看，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，當(dāng)季增速同比大幅回落23.2個百分點(diǎn)，對全社會用電量增長的貢獻(xiàn)率為-58.9%，是導(dǎo)致當(dāng)季全社會用電量低速增長的最主要原因。
分地區(qū)看，西部地區(qū)城鄉(xiāng)居民生活用電量同比增長7.7%，東部和東北地區(qū)同比分別增長2.4%和2.0%，中部地區(qū)同比下降3.1%。三季度，中部地區(qū)同比下降18.4%，其中，河南、湖北、安徽分別下降26.2%、24.2%和23.8%，東部地區(qū)同比下降3.0%，其中，上海、江蘇和浙江分別下降36.2%、24.7%和21.0%，但廣東同比增長24.2%(見圖4)。
3、第三產(chǎn)業(yè)用電量增速比上年回落，信息業(yè)消費(fèi)持續(xù)保持旺盛勢頭
2014年，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(diǎn)，對全社會用電量增長貢獻(xiàn)率為19.9%，同比提高4.5個百分點(diǎn)，超過其所占全社會用電量比重7.8個百分點(diǎn)。
分季度看，各季度同比增速依次為6.6%、7.1%、3.8%和8.6%，受氣溫偏低及同期基數(shù)高等因素影響，三季度增速明顯偏低。第三產(chǎn)業(yè)內(nèi)各行業(yè)間增長形勢差異較大，住宿和餐飲業(yè)用電量僅增長1.2%，增速同比回落4.1個百分點(diǎn)；受宏觀經(jīng)濟(jì)趨緩影響，交通運(yùn)輸倉儲郵政業(yè)用電量增長5.7%，增速同比回落4.0個百分點(diǎn)；受經(jīng)濟(jì)轉(zhuǎn)型驅(qū)動，信息消費(fèi)保持旺盛勢頭，信息業(yè)（信息傳輸、計(jì)算機(jī)服務(wù)和軟件業(yè)）用電量增長11.4%，增速同比提高0.5個百分點(diǎn)。
分地區(qū)看，東部、東北和中部地區(qū)第三產(chǎn)業(yè)用電量同比分別增長4.8%、5.5%和6.3%；西部地區(qū)增長11.7%，主要是在信息業(yè)、公共事業(yè)及管理組織、商業(yè)住宿和餐飲業(yè)用電量增速明顯領(lǐng)先于其他地區(qū)。
4、四大重點(diǎn)行業(yè)用電量增速同比回落，設(shè)備制造業(yè)用電量保持較快增長，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整效果顯現(xiàn)
2014年，第二產(chǎn)業(yè)用電量同比增長3.7%，增速同比回落3.4個百分點(diǎn)，對全社會用電量增長的貢獻(xiàn)率為72.7%，略低于其所占比重（73.6%）。分季度看，各季度增速依次為5.3%、4.9%、2.0%和3.0%。分地區(qū)看，西部、東部、中部和東北地區(qū)分別增長5.6%、3.3%、3.0%和0.8%，同比分別回落5.0、2.8、2.8和2.5個百分點(diǎn)。
2014年，工業(yè)用電量同比增長3.7%，其中，輕、重工業(yè)分別增長4.2%和3.6%。分三大門類看，采礦業(yè)用電量同比增長1.6%，增速同比回落4.6個百分點(diǎn)，其中煤炭開采和洗選業(yè)用電量下降1.6%；電力、燃?xì)饧八纳a(chǎn)和供應(yīng)業(yè)用電量增長1.2%，增速同比回落6.4個百分點(diǎn)，火電發(fā)電量負(fù)增長導(dǎo)致發(fā)電廠用電量增速下降是其重要原因；制造業(yè)用電量增長4.5%，增速同比回落2.5個百分點(diǎn)，三大門類中回落幅度最小。
分地區(qū)制造業(yè)用電量看，西部、東部、中部和東北地區(qū)同比分別增長6.8%、4.1%、2.9%和0.6%，增速同比分別回落3.5、2.2、1.2和2.9個百分點(diǎn)，西部地區(qū)制造業(yè)用電量增速繼續(xù)領(lǐng)先于其他地區(qū)，但增速回落幅度也最大。制造業(yè)日均用電量6月達(dá)到86.5億千瓦時/天的高位,經(jīng)歷7~10月持續(xù)小幅回落后連續(xù)回升，12月達(dá)到86.7億千瓦時/天，創(chuàng)歷史新高。
2014年，化工（化學(xué)原料及制品業(yè)）、建材（非金屬礦物制品業(yè)）、黑色金屬（黑色金屬冶煉及壓延加工業(yè)）、有色金屬（有色金屬冶煉及壓延加工業(yè)）四大重點(diǎn)用電行業(yè)合計(jì)用電量同比增長3.7%，增速同比回落2.7個百分點(diǎn)，各季度增速分別為4.2%、5.0%、3.7%和2.1%，呈現(xiàn)先升后降態(tài)勢；化工、建材、黑色金屬和有色金屬行業(yè)用電量增速均同比回落，分別回落1.8、1.0、5.4和1.1個百分點(diǎn)。設(shè)備制造業(yè)（包含通用及專用設(shè)備制造業(yè)、交通運(yùn)輸電氣電子設(shè)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)。上述變化，反映出產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整效果顯現(xiàn)。
5、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
2014年，東部地區(qū)全社會用電同比增長3.5%，增速同比回落3.1個百分點(diǎn)。分季度看，各季度增速依次為4.1%、5.1%、1.3%和3.8%。分產(chǎn)業(yè)看，第二產(chǎn)業(yè)用電量增長3.3%，增速同比回落2.8個百分點(diǎn)，其中四大重點(diǎn)用電行業(yè)增長3.0%，增速同比回落2.5個百分點(diǎn)；第三產(chǎn)業(yè)用電量增長4.8%，增速同比回落3.9個百分點(diǎn)；城鄉(xiāng)居民生活用電量增長2.4%，增速同比回落5.4個百分點(diǎn)，其中三季度城鄉(xiāng)居民生活用電量同比下降3.0%，增速同比回落20.7個百分點(diǎn)。分省份看，京津冀地區(qū)受節(jié)能減排、APEC會議等因素影響，北京、天津和河北用電量增速均低于2.7%，增速同比分別回落1.8、4.6和3.7個百分點(diǎn)；長三角地區(qū)受夏季氣溫偏低及上年同期高溫天氣等因素影響，上海、江蘇和浙江用電量分別下降3.0%，增長1.1%和1.5%，增速同比回落幅度均超過6個百分點(diǎn)，其中三季度用電量同比分別下降12.5%、4.4%和7.2%；珠三角地區(qū)由于氣溫因素（當(dāng)年一季度氣溫比上年同期偏冷、二季度以來高溫天氣天數(shù)比上年同期多）以及經(jīng)濟(jì)運(yùn)行相對平穩(wěn)，廣東用電量同比增長8.4%，對全國用電量增長的貢獻(xiàn)率高達(dá)20.2%。
中部地區(qū)受夏季氣溫偏低及上年同期高溫天氣等因素影響，全社會用電量同比增長1.7%，增速同比回落5.2個百分點(diǎn)，是增速回落幅度最大的地區(qū)。分季度看，各季度增速依次為5.8%、4.5%、-4.1%和1.7%，三季度增速同比大幅回落17.5個百分點(diǎn)。分產(chǎn)業(yè)看，第二產(chǎn)業(yè)用電量增長3.0%，同比回落2.5個百分點(diǎn)，其中四大重點(diǎn)用電行業(yè)增長1.1%，同比回落0.8個百分點(diǎn)；第三產(chǎn)業(yè)用電量增長6.3%，同比回落7.0個百分點(diǎn)；城鄉(xiāng)居民生活用電量同比下降3.1%，同比回落15.1個百分點(diǎn)，其中三季度城鄉(xiāng)居民生活用電量同比下降18.4%，同比大幅回落39.9個百分點(diǎn)。分省份看，地區(qū)內(nèi)各省份用電量增速均低于上年，其中安徽、湖北和湖南同比分別回落8.5、6.4和5.1個百分點(diǎn)，三季度安徽、湖南和湖北全社會用電量同比分別下降6.4%、5.9%和6.3%；山西用電量同比下降0.5%，全年共有7個月用電量負(fù)增長，河南同比增長0.7%，8月以來各月用電均為負(fù)增長，主要是第三產(chǎn)業(yè)、城鄉(xiāng)居民生活、黑色金屬和有色金屬用電增速下降較多（見圖5）。
西部地區(qū)全社會用電量同比增長6.4%，同比回落4.5個百分點(diǎn)。西部地區(qū)用電增速仍持續(xù)領(lǐng)先于其他地區(qū)，用電量所占全國比重同比提高0.7個百分點(diǎn)；由于具有資源及電價優(yōu)勢,西部地區(qū)四大重點(diǎn)用電行業(yè)所占全國比重提高至41.3%，同比提高1.0個百分點(diǎn)，是比重唯一提高的地區(qū)。但是，在當(dāng)前國內(nèi)宏觀經(jīng)濟(jì)趨緩，工業(yè)行業(yè)尤其是高耗能行業(yè)產(chǎn)能過剩、產(chǎn)品價格下降的背景下，各地區(qū)均存在結(jié)構(gòu)調(diào)整壓力，高耗能行業(yè)用電增速放緩，帶動全社會用電量增速回落，西部地區(qū)全社會用電量增速回落幅度較大就有這一重要原因。分季度看，西部地區(qū)各季度用電增速依次為8.4%、6.7%、5.4%和5.2%，增速逐季回落。分產(chǎn)業(yè)看，西部地區(qū)各產(chǎn)業(yè)用電量增速均明顯領(lǐng)先于其他地區(qū)，第二產(chǎn)業(yè)用電量增長5.6%，同比回落5.0個百分點(diǎn)，其中四大重點(diǎn)用電行業(yè)同比增長6.2%，同比回落4.3個百分點(diǎn)；第三產(chǎn)業(yè)用電增長11.7%，同比回落0.7個百分點(diǎn)；城鄉(xiāng)居民生活用電增長7.7%，同比回落3.0個百分點(diǎn)。分省份看，全國僅有的三個用電量增速超過10%的省份全部在西部地區(qū)，分別為新疆（11.7%）、西藏（10.9%）和內(nèi)蒙古（10.8%），受高耗能行業(yè)用量增速回落影響，新疆、云南、甘肅和青海全社會用電量增速比上年回落幅度超過5.0個百分點(diǎn)。
東北地區(qū)全社會用電量同比增長1.7%，同比回落2.6個百分點(diǎn)。分季度看，各季度增速依次為1.5%、2.5%、2.7%和0.1%，四季度僅實(shí)現(xiàn)微弱增長。分產(chǎn)業(yè)看，第二產(chǎn)業(yè)用電量增長0.8%，同比回落2.8個百分點(diǎn)，其中四大重點(diǎn)用電行業(yè)同比下降0.6%，同比回落4.2個百分點(diǎn)；第三產(chǎn)業(yè)用電量增長5.5%，同比回落4.1個百分點(diǎn)；城鄉(xiāng)居民生活用電量增長2.0%，同比回落1.0個百分點(diǎn)。分省份看，遼寧、黑龍江和吉林用電量增速均遠(yuǎn)低于全國平均水平，遼寧9月以來各月用電量均為負(fù)增長，全年用電量增速同比回落4.2個百分點(diǎn)。
6、全國電力供需分析
2014年，全國電力供需總體寬松，東北和西北區(qū)域供應(yīng)能力富余較多，華中、華東和南方區(qū)域供需總體平衡，華北區(qū)域供需總體平衡，部分地區(qū)偏緊。省級電網(wǎng)中，受機(jī)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。
華北電網(wǎng)區(qū)域電力供需總體平衡，部分地區(qū)偏緊。2014年全社會用電量1.30萬億千瓦時，同比增長3.4%，增速同比回落3.0個百分點(diǎn)，主要是區(qū)域內(nèi)部分省份受節(jié)能減排以及高耗能行業(yè)產(chǎn)能過剩導(dǎo)致企業(yè)開工率下降影響；區(qū)域統(tǒng)調(diào)最高用電負(fù)荷1.92億千瓦，同比增長3.2%�；ㄐ略霭l(fā)電裝機(jī)容量2106萬千瓦，12月底全口徑發(fā)電裝機(jī)容量2.9億千瓦，同比增長7.6%，其中并網(wǎng)風(fēng)電裝機(jī)容量3301萬千瓦，同比增長18.5%。區(qū)域內(nèi)電力供需總體平衡，部分地區(qū)偏緊，7月山東日最大錯峰負(fù)荷360萬千瓦，河北南網(wǎng)239萬千瓦，冀北87萬千瓦，天津36萬千瓦；2014年，華北區(qū)域發(fā)電設(shè)備利用小時4655小時，同比降低131小時，其中火電5145小時，同比降低61小時；風(fēng)電1965小時，同比降低152小時。
東北電網(wǎng)區(qū)域電力供應(yīng)能力富余較多。2014年全社會用電量4047億千瓦時，同比增長2.5%，增速同比回落1.9個百分點(diǎn)，延續(xù)多年來的低迷態(tài)勢；區(qū)域統(tǒng)調(diào)最高用電負(fù)荷5462萬千瓦，與上年基本持平�；ㄐ略霭l(fā)電裝機(jī)容量600萬千瓦，12月底全口徑發(fā)電裝機(jī)容量1.2億千瓦，同比增長5.4%，其中并網(wǎng)風(fēng)電2289萬千瓦，同比增長10.0%。2014年，東北區(qū)域發(fā)電設(shè)備利用小時3603小時，同比降低65小時，其中火電4197小時，同比提高78小時（主要是吉林水電減發(fā)較多，火電設(shè)備利用小時同比提高237小時），低于全國平均水平509小時；風(fēng)電1739小時，同比降低177小時，低于全國平均水平166小時。
華東電網(wǎng)區(qū)域電力供需平衡。2014年全社會用電量1.33萬億千瓦時，同比增長2.1%，增速同比回落5.8個百分點(diǎn)，主要是受氣溫因素影響，三季度用電量同比下降4.6%，增速環(huán)比回落9.7個百分點(diǎn)；區(qū)域統(tǒng)調(diào)最高用電負(fù)荷2.21億千瓦，同比增長2.7%�；ㄐ略霭l(fā)電裝機(jī)容量1990萬千瓦，12月底全口徑發(fā)電裝機(jī)容量2.7億千瓦，同比增長7.2%，其中核電1076萬千瓦，同比增長42.7%。區(qū)域電力供需平衡，4月安徽有少量錯峰,7月江蘇日最大錯峰負(fù)荷112萬千瓦，福建有少量錯峰；2014年，華東區(qū)域發(fā)電設(shè)備利用小時4617小時，同比降低486小時，其中火電4824小時，同比降低530小時，降幅較大的主要原因是電力消費(fèi)增長放緩和區(qū)域外來電增加較多；風(fēng)電2144小時，同比降低39小時。
華中電網(wǎng)區(qū)域電力供需平衡。2014年全社會用電量9908億千瓦時，同比增長2.5%，增速同比回落4.5個百分點(diǎn)，主要是受氣溫因素影響，其中三季度用電量同比下降2.3%，增速環(huán)比回落7.2個百分點(diǎn)；區(qū)域統(tǒng)調(diào)最高用電負(fù)荷1.51億千瓦，同比增長0.9%。基建新增發(fā)電裝機(jī)容量1798萬千瓦，12月底全口徑發(fā)電裝機(jī)容量2.8億千瓦，同比增長7.8%，其中水電裝機(jī)容量1.3億千瓦，占全國水電裝機(jī)容量的43%。區(qū)域電力供需平衡，7月河南日最大錯峰負(fù)荷90萬千瓦。2014年，華中區(qū)域發(fā)電設(shè)備利用小時4149小時，同比降低113小時，其中水電4047小時，同比提高361小時，火電4275小時，同比降低439小時；風(fēng)電1959小時，同比降低81小時。
西北電網(wǎng)區(qū)域電力供應(yīng)能力富余。2014年全社會用電量5426億千瓦時，同比增長6.7%，增速同比回落8.5個百分點(diǎn)，是用電增速回落幅度最大的區(qū)域，主要是在宏觀經(jīng)濟(jì)趨緩、房地產(chǎn)市場低迷背景下，高耗能行業(yè)產(chǎn)能過剩、產(chǎn)品價格下滑導(dǎo)致企業(yè)開工率下降（占西北區(qū)域全社會用電量比重53%的四大行業(yè)用電量增速從上年的17.3%降至2014年的5.8%）；區(qū)域統(tǒng)調(diào)最高用電負(fù)荷7147萬千瓦，同比增長3.7%�；ㄐ略霭l(fā)電裝機(jī)容量2332萬千瓦，12月底全口徑發(fā)電裝機(jī)容量1.6億千瓦，同比增長13.9%，其中并網(wǎng)風(fēng)電2346萬千瓦，同比增長47.1%；并網(wǎng)太陽能發(fā)電1473萬千瓦，占全國并網(wǎng)太陽能裝機(jī)的61%。1月西藏日最大錯峰負(fù)荷8.5萬千瓦，7月陜西日最大錯峰負(fù)荷116萬千瓦；2014年，西北區(qū)域發(fā)電設(shè)備利用小時4154小時，同比降低457小時，其中火電5233小時，同比降低220小時；風(fēng)電1863小時，同比降低86小時。
南方電網(wǎng)區(qū)域電力供需平衡。2014年全社會用電量9496億千瓦時，同比增長6.9%，增速同比提高0.4個百分點(diǎn)，是用電增速唯一同比提高的區(qū)域，主要是因廣東氣溫因素及經(jīng)濟(jì)運(yùn)行相對平穩(wěn)；區(qū)域統(tǒng)調(diào)最高用電負(fù)荷1.36億千瓦，同比增長5.6%。基建新增發(fā)電裝機(jī)容量1524萬千瓦，12月底全口徑發(fā)電裝機(jī)容量2.4億千瓦，同比增長6.9%，其中水電1.0億千瓦。海南電力供應(yīng)緊張，日最大錯峰負(fù)荷59.4萬千瓦，累計(jì)錯峰電量5.8億千瓦時；2014年，南方區(qū)域發(fā)電設(shè)備利用小時4066小時，同比降低173小時，其中水電3815小時，同比提高540小時；火電4143小時，同比降低645小時，低于全國平均水平564小時，是全國最低的區(qū)域，其中云南低于3000小時，電力消費(fèi)需求放緩以及水電多發(fā)是主要原因；風(fēng)電2060小時、同比提高45小時。
（三）煤電清潔發(fā)展現(xiàn)狀及問題
1、煤電清潔發(fā)展現(xiàn)狀
（1）煤電結(jié)構(gòu)進(jìn)一步優(yōu)化
2014年，火電結(jié)構(gòu)進(jìn)一步優(yōu)化，技術(shù)水平進(jìn)一步提高。高參數(shù)、大容量、高效環(huán)保型機(jī)組比例進(jìn)一步提高。據(jù)中電聯(lián)初步統(tǒng)計(jì)，截至2014年底，全國30萬千瓦及以上火電機(jī)組比例達(dá)到77.7%，比2013年提高近1.4個百分點(diǎn)；2005~2014年累計(jì)關(guān)停小火電機(jī)組預(yù)計(jì)超過0.95億千瓦（見圖6）。
（2）供電煤耗持續(xù)下降
根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)快報(bào)，2013年全國6000千瓦及以上火電機(jī)組供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗318克/千瓦時，同比下降3克/千瓦時，比2005年下降了52克/千瓦時，煤電機(jī)組供電煤耗繼續(xù)保持世界先進(jìn)水平（見圖7）。
（3）污染物減排能力進(jìn)一步增強(qiáng)
煙塵控制方面。2014年，按照修訂后的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011），燃煤電廠除塵設(shè)施進(jìn)行了大范圍改造，在繼續(xù)應(yīng)用低溫電除塵器、高頻電源、移動電極技術(shù)的基礎(chǔ)上，濕式電除塵器等開始在一些新建機(jī)組和改造機(jī)組上大規(guī)模應(yīng)用。同時，通過優(yōu)化現(xiàn)有脫硫吸收塔內(nèi)流場、改造濕法脫硫除霧系統(tǒng)等方式提高了對煙塵的協(xié)同脫除能力。經(jīng)中電聯(lián)初步分析，2014年煤電平均除塵效率達(dá)到99.75%以上，比2013年提高0.1個百分點(diǎn)。
二氧化硫控制方面。經(jīng)中電聯(lián)初步統(tǒng)計(jì)分析，截至2014年底，統(tǒng)計(jì)口徑內(nèi)的燃煤發(fā)電機(jī)組基本上全部采取了脫硫措施，其中，煙氣脫硫機(jī)組容量約7.55億千瓦，約占全國煤電機(jī)組容量的91.5%，比2005年提高77個百分點(diǎn)，比美國2011年高31個百分點(diǎn)；其他機(jī)組主要為具有爐內(nèi)脫硫能力的循環(huán)流化床鍋爐（見圖8）。
氮氧化物控制方面。經(jīng)中電聯(lián)初步統(tǒng)計(jì)分析，截至2014年底，煙氣脫硝機(jī)組容量約6.6億千瓦，約占全國煤電裝機(jī)容量的80%，比2013年提高了近22個百分點(diǎn)，比美國（2011年）高30個百分點(diǎn)；預(yù)計(jì)火電煙氣脫硝比重達(dá)到72%左右（見圖9）。
環(huán)保資金投入方面。2014年，煤電企業(yè)積極籌措資金，克服困難，進(jìn)行了大規(guī)模環(huán)保設(shè)施改造。經(jīng)中電聯(lián)初步測算，僅2014年脫硫、脫硝、除塵建設(shè)和改造費(fèi)用超過500億元，每年用于煤電環(huán)保設(shè)施運(yùn)行的費(fèi)用超過800億元。
（4）大氣污染物排放總量大幅下降
現(xiàn)役火力發(fā)電機(jī)組自2014年7月1日起實(shí)施《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011），隨著現(xiàn)役機(jī)組達(dá)標(biāo)改造完成，2014年電力大氣污染物排放量大幅下降。經(jīng)中電聯(lián)初步統(tǒng)計(jì)分析，電力煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放量預(yù)計(jì)分別降至98萬噸、620萬噸、620萬噸左右，分別比2013年下降約31.0%、20.5%、25.7%。電力二氧化硫排放量（2013年實(shí)現(xiàn)）、氮氧化物排放量（2014年實(shí)現(xiàn)）全面提前完成《節(jié)能減排“十二五”規(guī)劃》規(guī)定的電力二氧化硫800萬噸、氮氧化物750萬噸的減排目標(biāo)（最終數(shù)據(jù)以環(huán)保部的公布為準(zhǔn)）。與2006年排放最高時相比，煙塵、二氧化硫、氮氧化物三項(xiàng)污染物排放之和減少了約50%（見圖10）。
（5）節(jié)能減排管理水平穩(wěn)步提高
電力企業(yè)以高度的社會責(zé)任感，將節(jié)能減排納入企業(yè)發(fā)展的重大戰(zhàn)略及規(guī)劃，并作為企業(yè)依法生產(chǎn)經(jīng)營的主要指標(biāo)加以考核，節(jié)能減排工作貫穿于企業(yè)活動的各個領(lǐng)域和各個環(huán)節(jié)。
一是將節(jié)能減排技術(shù)監(jiān)督與管理貫穿于技術(shù)改造和電力生產(chǎn)全過程，對影響發(fā)電設(shè)備經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的重要參數(shù)、性能和指標(biāo)進(jìn)行監(jiān)督、調(diào)整和評價，力爭使煤、電、油、汽、水等各方面的消耗達(dá)到最佳值。
二是加強(qiáng)運(yùn)行管理。加強(qiáng)運(yùn)行人員業(yè)務(wù)培訓(xùn)，提高業(yè)務(wù)水平，保證機(jī)組優(yōu)化運(yùn)行，提高設(shè)備可靠性。通過加強(qiáng)各項(xiàng)參數(shù)調(diào)整，優(yōu)化輔機(jī)運(yùn)行方式，加強(qiáng)對標(biāo)等措施，保證機(jī)組在最佳狀態(tài)運(yùn)行。
三是積極推進(jìn)節(jié)能減排綜合升級改造工作。繼續(xù)組織開展現(xiàn)役機(jī)組汽輪機(jī)通流改造、泵與風(fēng)機(jī)變頻改造、微油點(diǎn)火改造、等離子點(diǎn)火改造、電網(wǎng)升壓改造、變壓器改造、配電線路改造等節(jié)能技術(shù)改造，能耗持續(xù)下降；繼續(xù)開展除塵、脫硫、脫硝提效改造，按國家要求開展取消旁路工作等。
在行業(yè)層面，中電聯(lián)積極服務(wù)于電力行業(yè)節(jié)能減排工作，在規(guī)劃、政策研究、提供統(tǒng)計(jì)咨詢、制訂技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)、反映企業(yè)訴求、爭取優(yōu)惠政策等方面發(fā)揮了積極作用。中電聯(lián)制訂并印發(fā)了《燃煤電廠除塵技術(shù)路線指導(dǎo)意見》，提出了除塵技術(shù)路線選擇的基本原則、通用意見及案例分析等。電力行業(yè)節(jié)能標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會組織開展了《燃煤電廠二氧化碳排放統(tǒng)計(jì)指標(biāo)體系》（DL/T1328-2014）和《燃煤電廠二氧化碳排放統(tǒng)計(jì)方法》兩項(xiàng)電力行業(yè)氣候變化專項(xiàng)標(biāo)準(zhǔn)的制定工作，為規(guī)范燃煤電廠二氧化碳統(tǒng)計(jì)核算方法、有效開展電力行業(yè)二氧化碳統(tǒng)計(jì)核算、摸清行業(yè)家底提供參考。中電聯(lián)持續(xù)開展能效對標(biāo)活動，組織開展了全國火電60萬千瓦級和30萬千瓦級機(jī)組能效對標(biāo)工作，發(fā)布了能效對標(biāo)結(jié)果。
（6）單位發(fā)電量二氧化碳排放量持續(xù)下降
通過不斷推進(jìn)電力結(jié)構(gòu)調(diào)整、提升電力技術(shù)和管理水平，單位發(fā)電量二氧化碳排放強(qiáng)度不斷下降。經(jīng)中電聯(lián)初步統(tǒng)計(jì)分析，以2005年為基準(zhǔn)年，2006~2014年電力行業(yè)通過發(fā)展非化石能源、降低供電煤耗和降低線損率等措施累計(jì)減排二氧化碳約60億噸。2014年，電力行業(yè)單位發(fā)電量二氧化碳排放量比2005年減少約19%（見圖11）。
2、煤電清潔發(fā)展面臨的問題
（1）煤電大氣污染物減排的邊際成本增大
2014年7月1日，現(xiàn)役燃煤電廠開始實(shí)施《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）；同年4月，環(huán)境保護(hù)部要求京津冀地區(qū)所有燃煤電廠在2014年底前完成特別排放限值改造；9月12日，發(fā)改委、環(huán)保部、能源局印發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計(jì)劃（2014~2020年）》，要求燃煤電廠達(dá)到燃機(jī)排放水平。僅2014年，對燃煤電廠污染物排放要求就有三次變化，致使大量燃煤電廠環(huán)保設(shè)施重復(fù)改造，邊際成本增大。
初步分析，目前煙氣治理2.7分/千瓦時的環(huán)保電價對應(yīng)的煤質(zhì)污染物排放濃度限值為：煙塵20毫克/立方米、二氧化硫100毫克/立方米（一般含硫量）、氮氧化物100毫克/立方米（高揮發(fā)份煤）。多個超低排放改造項(xiàng)目的成本體現(xiàn)在電價上，是在現(xiàn)行2.7分/千瓦時基礎(chǔ)上再增加0.5~2分/千瓦時甚至更高，即在低硫、低灰和高揮發(fā)份煤的條件下，比起特別排放限值規(guī)定，煙塵再降10毫克/立方米、二氧化硫降65毫克/立方米、氮氧化物降50毫克/立方米，致使超低改造的污染物控制邊際成本過高，且能耗增加。降低每千克污染物的排放量的代價為12~60元。如果僅煙塵治理需增加0.5分錢的話，則去除每千克煙塵的代價為100元以上，而全社會的治理成本約為2元。
低成本超低排放技術(shù)還需突破。2014年，有數(shù)家電廠燃煤機(jī)組超低排放（比特別排放限值的要求排放還少）改造后投入運(yùn)行。采取的主要措施：一是對已有技術(shù)和設(shè)備潛力（或者裕量）進(jìn)行挖掘、輔機(jī)改造、系統(tǒng)優(yōu)化；二是設(shè)備擴(kuò)容，增加新設(shè)備；三是研發(fā)采用創(chuàng)新性技術(shù)；四是對煤質(zhì)進(jìn)行優(yōu)化�？傮w來看，采用設(shè)備擴(kuò)容（如增加脫硫塔）、增加新設(shè)備（如采用濕式除塵器）的方法較多，而采用創(chuàng)新性低費(fèi)用的技術(shù)較少。在面對超低排放改造新要求時，大量煤質(zhì)難以保障、場地受限、技術(shù)路線選擇困難的電廠實(shí)現(xiàn)超低排放改造的困難很大。
（2）排放標(biāo)準(zhǔn)考核方法使企業(yè)違法風(fēng)險增大
《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）沒有明確火電廠大氣污染物的達(dá)標(biāo)考核的方式。實(shí)際考核中，有的地方政府按小時均值考核，也有按4小時均值，或日均值、或周均值考核的。
2014年3月，國家發(fā)展改革委、環(huán)境保護(hù)部印發(fā)了《燃煤發(fā)電機(jī)組環(huán)保電價與環(huán)保設(shè)施運(yùn)行監(jiān)管辦法》（發(fā)改價格[2014]536號），該文件變相明確了按照濃度小時均值判斷是否達(dá)標(biāo)排放，是否享受環(huán)保電價和接受處罰等。按小時均值考核要求遠(yuǎn)嚴(yán)于按日、月均值考核。如美國排放標(biāo)準(zhǔn)以30天的滾動平均值考核，煤矸石機(jī)組則是以12個月的滾動平均值進(jìn)行考核；歐盟按月均值考核，同時規(guī)定小時均值不應(yīng)超標(biāo)準(zhǔn)200%，日均值不超110%。
煤電機(jī)組受低負(fù)荷（煙氣溫度不符合脫硝投入運(yùn)行條件）、環(huán)保設(shè)施臨時故障、機(jī)組啟停機(jī)等影響，都會導(dǎo)致污染物排放的臨時性超標(biāo)。按小時均值考核成為世界最嚴(yán)考核方式，企業(yè)的違法風(fēng)險加大。
（3）煤電提效空間越來越小
2005年以來，供電煤耗快速下降，既緣于現(xiàn)有機(jī)組積極進(jìn)行節(jié)能改造，更緣于大量新建的低煤耗機(jī)組提高了行業(yè)清潔利用水平。受國家宏觀經(jīng)濟(jì)及產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整影響，煤電發(fā)展速度明顯低于“十一五”及“十二五”初期，經(jīng)過“十一五”以來大規(guī)模實(shí)施節(jié)能技術(shù)改造，現(xiàn)役煤電機(jī)組的經(jīng)濟(jì)節(jié)能降耗潛力很�。ㄔ俑脑斓慕�(jīng)濟(jì)投入與產(chǎn)出比大幅度下降），繼續(xù)提高效率空間有限。同時，伴隨風(fēng)電、太陽能等可再生能源發(fā)電比重的快速提高，煤電調(diào)峰作用將顯著增強(qiáng)，機(jī)組參與調(diào)峰越多，煤耗越高。通過增加新機(jī)組方法優(yōu)化煤電機(jī)組結(jié)構(gòu)降低供電煤耗的空間越來越小�；痣娎眯r（2014年火電平均利用小時同比減少314小時，是1978年以來的最低水平）、負(fù)荷率將持續(xù)走低，也嚴(yán)重影響機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性，尤其是大容量、高效率機(jī)組的低煤耗優(yōu)勢得不到充分發(fā)揮。
煤電節(jié)能與減少排放矛盾日趨加大。受到技術(shù)發(fā)展制約，對于主要靠增加設(shè)備裕度、增加設(shè)備數(shù)量等來提高脫除效率，在去除污染物的同時，增加了能耗。如某60萬千瓦機(jī)組脫硫改造時增加了一個吸收塔，造成脫硫系統(tǒng)阻力增加1000帕，電耗增加3800千瓦，增加廠用電率0.5~0.6個百分點(diǎn)。根據(jù)企業(yè)實(shí)際反映，環(huán)保改造影響供電煤耗1.2克/千瓦時以上。
二、電力工業(yè)發(fā)展展望
（一）2015年電力工業(yè)發(fā)展分析
1、2015年電力發(fā)展分析
預(yù)計(jì)2015年全國基建新增發(fā)電裝機(jī)容量1億千瓦左右，其中，煤電3800萬千瓦、氣電600萬千瓦、非化石能源發(fā)電5300萬千瓦左右。非化石能源新增裝機(jī)中，水電1400萬千瓦、核電876萬千瓦、并網(wǎng)風(fēng)電1900萬千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電1000萬千瓦、并網(wǎng)生物質(zhì)發(fā)電100萬千瓦左右。
其中，華北電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機(jī)容量1800萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機(jī)容量3.1億千瓦，同比增長6.3%左右。東北電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機(jī)容量700萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機(jī)容量1.3億千瓦，同比增長5.9%左右。華東電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機(jī)容量1900萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機(jī)容量2.9億千瓦，同比增長7.1%左右。華中電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機(jī)容量2100萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機(jī)容量3.0億千瓦，同比增長7.6%左右。西北電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機(jī)容量1500萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機(jī)容量1.8億千瓦，同比增長9.1%左右。南方電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機(jī)容量2000萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機(jī)容量2.6億千瓦，同比增長8.2%左右。
預(yù)計(jì)2015年底，全國全口徑發(fā)電裝機(jī)容量將達(dá)到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，占總裝機(jī)比重35%左右；非化石能源發(fā)電裝機(jī)中，水電3.2億千瓦，核電2864萬千瓦、并網(wǎng)風(fēng)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。
預(yù)計(jì)全年發(fā)電設(shè)備利用小時4130小時左右，其中火電設(shè)備利用小時4650小時左右，可能再創(chuàng)新低。
2、2015年全國電力供需分析
2015年是全面深化改革的關(guān)鍵之年，中央經(jīng)濟(jì)工作會議指出2015年將堅(jiān)持穩(wěn)中求進(jìn)工作總基調(diào)，堅(jiān)持以提高經(jīng)濟(jì)發(fā)展質(zhì)量和效益為中心，主動適應(yīng)經(jīng)濟(jì)發(fā)展新常態(tài)，保持經(jīng)濟(jì)運(yùn)行在合理區(qū)間，預(yù)計(jì)2015年我國國內(nèi)生產(chǎn)總值增長7.0%左右，低于2014年增速。
2015年，預(yù)計(jì)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(fèi)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(jì)轉(zhuǎn)型驅(qū)動，信息消費(fèi)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(jìn)電力消費(fèi)增長；部分地方逐步推進(jìn)的電力用戶直接交易試點(diǎn)，降低了用戶電價，企業(yè)生產(chǎn)成本下降，一定程度上促進(jìn)電力消費(fèi)。與此同時，未來我國的節(jié)能減排和環(huán)境保護(hù)壓力日益加大，2015年是中央政府實(shí)現(xiàn)“十二五”節(jié)能減排目標(biāo)的最后一年，部分節(jié)能減排形勢嚴(yán)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(yù)計(jì)2015年電力消費(fèi)增速將比2014年有一定回升，預(yù)計(jì)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(yù)期5.77萬億千瓦時、同比增長4.5%左右，其中，第一產(chǎn)業(yè)同比增長2.0%、第二產(chǎn)業(yè)增長3.5%、第三產(chǎn)業(yè)增長8.5%、城鄉(xiāng)居民生活增長7.0%。
預(yù)計(jì)2015年全國電力供需繼續(xù)總體寬松，東北和西北區(qū)域電力供應(yīng)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(yīng)能力盈余，華北區(qū)域電力供需總體平衡，部分地區(qū)偏緊。分區(qū)域看:
華北電網(wǎng)區(qū)域電力供需總體平衡，部分地區(qū)偏緊。預(yù)計(jì)2015年全社會用電量同比增長3.1%~4.1%，預(yù)期1.35萬億千瓦時，同比增長3.6%左右，最大用電負(fù)荷2.04億千瓦，同比增長6.0%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預(yù)計(jì)華北區(qū)域電力供需總體平衡，部分地區(qū)因省間交換能力不足而偏緊，主要是山東、河北南網(wǎng)和京津唐在用電高峰時段電力供應(yīng)可能偏緊，蒙西和山西電力有一定富余，但由于外送通道能力有限，無法有效緩解區(qū)域內(nèi)其他省級電網(wǎng)供應(yīng)偏緊局面。
東北電網(wǎng)區(qū)域電力供應(yīng)能力富余較多。預(yù)計(jì)2015年全社會用電量同比增長2.5%~3.5%，預(yù)期4170億千瓦時，同比增長3.0%左右，最大用電負(fù)荷5820萬千瓦，同比增長6.5%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預(yù)計(jì)東北區(qū)域內(nèi)各省級電網(wǎng)電力供應(yīng)能力均有富余。
華東電網(wǎng)區(qū)域電力供需平衡。預(yù)計(jì)2015年全社會用電量同比增長4.3%~5.3%，預(yù)期1.40萬億千瓦時，同比增長4.8%左右，最大用電負(fù)荷2.37億千瓦，同比增長7.5%左右。綜合考慮接受區(qū)域外電力參與平衡后，預(yù)計(jì)華東區(qū)域電力供需平衡，福建電力有一定盈余。
華中電網(wǎng)區(qū)域電力供需平衡。預(yù)計(jì)2015年全社會用電量同比增長3.7%~4.7%，預(yù)期1.03萬億千瓦時，同比增長4.2%左右，最大用電負(fù)荷1.61億千瓦，同比增長7.0%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預(yù)計(jì)華中區(qū)域電力供需平衡，四川豐水期水電消納壓力較大。
西北電網(wǎng)區(qū)域電力供應(yīng)能力富余較多。預(yù)計(jì)2015年全社會用電量同比增長6.5%~7.5%，預(yù)期5805億千瓦時、同比增長7.0%左右，最大用電負(fù)荷7720萬千瓦、同比增長8.0%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預(yù)計(jì)西北區(qū)域電力供應(yīng)能力仍富余較多，主要是新疆、寧夏和甘肅電力供應(yīng)能力富余，隨著川藏500千伏聯(lián)網(wǎng)工程和藏木水電站等項(xiàng)目陸續(xù)投產(chǎn)，西藏電力供需形勢將明顯緩和。
南方電網(wǎng)區(qū)域電力供需平衡。預(yù)計(jì)2015年全社會用電量同比增長4.5%~5.5%，預(yù)期9970億千瓦時，同比增長5.0%左右，最大用電負(fù)荷1.45億千瓦，同比增長6.5%左右。綜合平衡后，預(yù)計(jì)南方區(qū)域電力供需總體平衡，云南存在較大電力電量盈余，電力盈余700~1600萬千瓦，汛期面臨較大棄水壓力；貴州電力有一定盈余；廣東電力供需平衡，部分高峰時段電力供應(yīng)可能偏緊；海南電力供應(yīng)持續(xù)緊張，各月存在不同程度的電力缺口，最大缺口很可能超過2014年。
（二）電力中長期發(fā)展簡要分析
1、2020～2030年電力供需展望
綜合考慮經(jīng)濟(jì)、社會發(fā)展、電氣化水平提高等影響因素和電力作為基礎(chǔ)產(chǎn)業(yè)及民生重要保障的地位，對比分析世界發(fā)達(dá)國家用電需求發(fā)展歷程，借鑒國內(nèi)各機(jī)構(gòu)預(yù)測成果，采取多種方法進(jìn)行預(yù)測，未來電力需求推薦方案為：
2020年全國全社會用電量為7.7萬億千瓦時，人均用電量5570千瓦時，“十三五”年均增長5.5%左右，電力消費(fèi)彈性系數(shù)為0.76；2030年全國全社會用電量為10.3萬億千瓦時左右，人均用電量7400千瓦時左右，2020～2030年年均增長3%左右，電力消費(fèi)彈性系數(shù)為0.5左右；2050年為12～13萬億千瓦時，人均用電量9000千瓦時左右。
從電力需求地區(qū)分布上看，東中西部發(fā)展受兩個主要因素影響，一是發(fā)揮西部資源優(yōu)勢，耗能產(chǎn)業(yè)逐步向西部轉(zhuǎn)移；二是隨著城鎮(zhèn)化深化發(fā)展，人口繼續(xù)向東中部地區(qū)特別是大中城市集中。綜合兩方面因素，未來西部地區(qū)用電需求預(yù)計(jì)將保持較快增長，增速快于中東部地區(qū)；但中東部地區(qū)受人口增加、電氣化水平提高等因素影響，用電量也將平穩(wěn)增長，中東部地區(qū)作為我國人口中心、經(jīng)濟(jì)中心和用電負(fù)荷中心的地位將長期保持。
對應(yīng)于上述用電增長需求，預(yù)計(jì)全國發(fā)電裝機(jī)到2020年需要19.6億千瓦左右，2030年需要30.2億千瓦左右，2050年需要39.8億千瓦左右。其中，非化石能源發(fā)電所占比重逐年上升，2020年、2030年和2050年發(fā)電裝機(jī)占比分別達(dá)到39%、49%和62%，發(fā)電量占比分別達(dá)到29%、37%和50%。到2050年，我國電力結(jié)構(gòu)將實(shí)現(xiàn)從煤電為主向非化石能源發(fā)電為主的轉(zhuǎn)換。
2、電力發(fā)展戰(zhàn)略布局
基于我國發(fā)電能源資源稟賦特征和用電負(fù)荷分布，統(tǒng)籌協(xié)調(diào)經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展、生態(tài)文明建設(shè)、電力安全保障以及技術(shù)經(jīng)濟(jì)制約，電力發(fā)展應(yīng)加快轉(zhuǎn)變電力發(fā)展方式，著力推進(jìn)電力結(jié)構(gòu)優(yōu)化和產(chǎn)業(yè)升級，始終堅(jiān)持節(jié)約優(yōu)先，優(yōu)先開發(fā)水電、積極有序發(fā)展新能源發(fā)電、安全高效發(fā)展核電、優(yōu)化發(fā)展煤電、高效發(fā)展天然氣發(fā)電，推進(jìn)更大范圍內(nèi)電力資源優(yōu)化配置，加快建設(shè)堅(jiān)強(qiáng)智能電網(wǎng)，構(gòu)建安全、經(jīng)濟(jì)、綠色、和諧的現(xiàn)代電力工業(yè)體系。
（1）優(yōu)先開發(fā)水電
水電是技術(shù)成熟、出力相對穩(wěn)定的可再生能源，在可靠性、經(jīng)濟(jì)性和靈活性方面具有顯著優(yōu)勢，需要放在優(yōu)先開發(fā)的戰(zhàn)略位置上。
水電要堅(jiān)持綠色和諧開發(fā)，以大型基地為重點(diǎn)，大中小相結(jié)合，推進(jìn)流域梯級綜合開發(fā)；重視水電消納市場研究，擴(kuò)大水電資源配置范圍；加快抽水蓄能電站發(fā)展，提高電力系統(tǒng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性和靈活性，促進(jìn)可再生能源發(fā)電的合理消納。全國常規(guī)水電裝機(jī)規(guī)劃2020年達(dá)到3.6億千瓦左右，開發(fā)程度67%；2030年達(dá)到4.5～5.0億千瓦左右，開發(fā)程度超過80%，除西藏外，全國水電基本開發(fā)完畢。抽水蓄能裝機(jī)規(guī)劃2020年、2030年和2050年分別達(dá)到6000萬千瓦、1.5億千瓦和3億千瓦。
水電開發(fā)要著力解決統(tǒng)一認(rèn)識難、統(tǒng)籌協(xié)調(diào)難、前期核準(zhǔn)難、成本控制難、移民安置難“五難”問題。一是建議組建國家級水電開發(fā)委員會，加強(qiáng)統(tǒng)一規(guī)劃和統(tǒng)籌協(xié)調(diào)管理力度，在2015年前完成西南水電合理開發(fā)時序規(guī)劃研究。二是完善項(xiàng)目前期管理，爭取2015年前頒布水電開發(fā)前期管理?xiàng)l例，2015年前確定烏東德、白鶴灘電站送電方向和開發(fā)時序，2015年前確定龍盤電站壩址方案。三是創(chuàng)新移民安置管理，爭取2015年前制定出臺移民安置管理辦法，增加移民安置方式，調(diào)動地方政府積極性。四是建立水電開發(fā)環(huán)境影響全過程管理機(jī)制，加強(qiáng)投運(yùn)后的環(huán)境實(shí)際影響監(jiān)管，并將結(jié)果向社會公布。五是促進(jìn)更大范圍消納水電，推廣水電豐枯電價、峰谷電價。六是建議國務(wù)院責(zé)成有關(guān)部門加強(qiáng)水電開發(fā)相關(guān)知識普及和宣傳，并進(jìn)行績效考核。
（2）積極有序發(fā)展新能源發(fā)電
風(fēng)電、太陽能發(fā)電發(fā)展要堅(jiān)持分散與集中、大中小相結(jié)合；加快提高技術(shù)和裝備水平，力爭到2020年我國風(fēng)電產(chǎn)業(yè)處于世界領(lǐng)先水平，2020年我國太陽能發(fā)電產(chǎn)業(yè)達(dá)到世界先進(jìn)水平，2030年力爭處于世界領(lǐng)先水平；加快大型基地外送通道建設(shè)；合理布局建設(shè)調(diào)峰調(diào)頻電源，研究應(yīng)用儲能技術(shù)。全國新能源發(fā)電裝機(jī)規(guī)劃2020年達(dá)到2.8億千瓦，2030年達(dá)到6.7億千瓦，2050年達(dá)到13.3億千瓦。
新能源發(fā)電要著力解決缺乏清晰戰(zhàn)略目標(biāo)及發(fā)展路徑、缺乏統(tǒng)籌規(guī)劃、缺乏項(xiàng)目統(tǒng)籌核準(zhǔn)機(jī)制和法律法規(guī)政策有待完善、基礎(chǔ)工作有待加強(qiáng)、設(shè)備性能和建設(shè)運(yùn)行水平有待提高“三缺乏三有待”問題，貫徹落實(shí)《可再生能源法》，進(jìn)一步完善相關(guān)機(jī)制。一是明確國家能源等主管部門、發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、設(shè)備制造企業(yè)和行業(yè)協(xié)會責(zé)任，轉(zhuǎn)變發(fā)展方式。從單純追求“裝機(jī)增長速度”向追求“質(zhì)量與速度并重”轉(zhuǎn)變，從單純追求“集中大規(guī)模開發(fā)”向“分散與集中、大中小相結(jié)合”方向轉(zhuǎn)變。發(fā)展目標(biāo)要與國家財(cái)政補(bǔ)貼能力、全社會電價承受能力和電力系統(tǒng)消納能力等相平衡。二是加強(qiáng)新能源發(fā)電科學(xué)統(tǒng)一規(guī)劃，實(shí)現(xiàn)中央與地方的新能源發(fā)電規(guī)劃、新能源發(fā)電規(guī)劃與消納市場、新能源發(fā)電規(guī)劃與電網(wǎng)規(guī)劃以及新能源發(fā)電規(guī)劃與其他電源規(guī)劃相協(xié)調(diào)。三是強(qiáng)化規(guī)劃執(zhí)行剛性，簡化項(xiàng)目核準(zhǔn)程序。2017年前全面推行新能源發(fā)電規(guī)劃內(nèi)項(xiàng)目公開招標(biāo)制，通過市場機(jī)制選擇投資主體。建立新能源發(fā)電項(xiàng)目和配套電網(wǎng)、調(diào)峰調(diào)頻項(xiàng)目同步審批的聯(lián)席會議制度。建立項(xiàng)目審批與電價補(bǔ)貼資金掛鉤制度。四是健全和完善相關(guān)法律法規(guī)和政策體系。2015年前制定實(shí)施新能源發(fā)電輔助服務(wù)補(bǔ)償和考核管理辦法，制定合理的新能源發(fā)電送出工程電價政策，出臺科學(xué)可行的調(diào)峰電源電價政策。2015年前出臺簡便易行的分布式電源并網(wǎng)管理辦法。五是加強(qiáng)產(chǎn)業(yè)發(fā)展的基礎(chǔ)工作。確保2017年前摸清家底，加強(qiáng)新能源發(fā)電的運(yùn)行管理，健全和完善相關(guān)的標(biāo)準(zhǔn)體系，明確統(tǒng)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)、加大統(tǒng)計(jì)力度。六是加快推進(jìn)新能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)技術(shù)升級。七是高度重視生態(tài)環(huán)保問題。
（3）安全高效發(fā)展核電
核電發(fā)展要高度重視核電安全，強(qiáng)化核安全文化理念；堅(jiān)持以“我”為主，明晰技術(shù)發(fā)展路線；統(tǒng)一技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系，加快實(shí)現(xiàn)核電設(shè)備制造國產(chǎn)化；理順核電發(fā)展體制，加快推進(jìn)市場化、專業(yè)化進(jìn)程；建立立足國內(nèi)、面向國際的核燃料循環(huán)體系。核電裝機(jī)規(guī)劃2020年達(dá)到5800萬千瓦左右，2030年達(dá)到2.0億千瓦，2050年4.0億千瓦。
安全高效發(fā)展核電需要解決好以下問題：一是加強(qiáng)核電安全的宣傳教育，消除社會核安全恐懼心理，提高社會公眾的安全意識和對核電發(fā)展的認(rèn)同度。二是理順政府管理體制，明晰核電發(fā)展戰(zhàn)略，統(tǒng)籌做好核電發(fā)展規(guī)劃。三是加快修訂出臺《核電管理?xiàng)l例》，加快制定《原子能法》和《核安全法》，健全核安全政策、法規(guī)與制度體系。四是統(tǒng)一技術(shù)路線，加快形成與國際接軌的統(tǒng)一技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系。五是健全國內(nèi)核電工業(yè)體系，加快提高市場化、專業(yè)化程度。六是加快提升自主研發(fā)能力，提高自主化、本地化程度，提高成套設(shè)備設(shè)計(jì)制造能力。七是加快核電專業(yè)人員培養(yǎng)。
（4）優(yōu)化發(fā)展煤電
我國電源結(jié)構(gòu)以煤電為主的格局長期不會改變，必須堅(jiān)持優(yōu)化發(fā)展煤電，高度重視煤炭綠色發(fā)電，推行煤電一體化開發(fā)，加快建設(shè)大型煤電基地；嚴(yán)格控制東部地區(qū)新建純凝燃煤機(jī)組；鼓勵發(fā)展熱電聯(lián)產(chǎn)；大力推行潔凈煤發(fā)電技術(shù)，加快現(xiàn)有機(jī)組節(jié)能減排改造，因地制宜改造、關(guān)停淘汰煤耗高、污染重的小火電。全國煤電裝機(jī)規(guī)劃2020年達(dá)到11億千瓦，新增中煤電基地占55%；2030年達(dá)到13.5億千瓦，新增裝機(jī)主要在煤電基地；2050年下降到12億千瓦。
煤電開發(fā)要優(yōu)化煤電布局，在高度重視水資源制約及生態(tài)環(huán)境保護(hù)基礎(chǔ)上，主要布局開發(fā)煤電基地。同時，要加強(qiáng)煤炭高效清潔利用，提高電煤比重。中國大量的煤炭被直接燃燒利用或者利用在控制水平低的行業(yè)，是造成燃煤常規(guī)污染物對環(huán)境影響和致霾的重要原因。例如，根據(jù)2013年環(huán)境統(tǒng)計(jì)年報(bào)，2013年獨(dú)立火電廠二氧化硫脫除率為80.3%、非金屬礦物制品業(yè)平均二氧化硫脫除率是14.8%、鋼鐵冶煉企業(yè)是27.6%，從效率上的差距可以看出，其他行業(yè)燒同重量的煤炭排放的二氧化硫至少是電力的3.6倍，甚至是5倍以上。
發(fā)達(dá)國家的經(jīng)驗(yàn)就是將散燒煤進(jìn)行集中燃燒，絕大部分用于電力來解決煤炭污染問題。如果中國能夠達(dá)到世界平均水平（78%左右），煤炭的污染問題就能完全有效解決。因此，加強(qiáng)煤炭高效清潔利用，提高電煤比重，是解決煤炭污染的關(guān)鍵。
（5）高效發(fā)展天然氣發(fā)電
天然氣是清潔的化石能源，未來主要依靠進(jìn)口增加供應(yīng)，天然氣發(fā)電成本遠(yuǎn)高于水電、核電和燃煤發(fā)電。高效發(fā)展天然氣發(fā)電，要優(yōu)先發(fā)展天然氣分布式能源系統(tǒng)，因地制宜發(fā)展大型單循環(huán)燃?xì)獍l(fā)電，適度發(fā)展大型聯(lián)合循環(huán)燃?xì)獍l(fā)電。全國天然氣發(fā)電裝機(jī)規(guī)劃2020年1.0億千瓦，其中分布式4000萬千瓦；2030年裝機(jī)2.0億千瓦，其中分布式1.2億千瓦；2050年裝機(jī)3.0億千瓦，其中分布式2.0億千瓦。
天然氣發(fā)電要研究制定全國統(tǒng)一的天然氣發(fā)電價格補(bǔ)貼政策，加快制定天然氣分布式發(fā)電管理辦法和技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，充分發(fā)揮天然氣發(fā)電的調(diào)峰優(yōu)勢，以解決天然氣對外依存度不斷提高、發(fā)電成本高和分布式發(fā)電發(fā)展滯后等問題。
（6）推進(jìn)更大范圍內(nèi)電力資源優(yōu)化配置
我國未來電力需求分布呈西移北擴(kuò)趨勢，但負(fù)荷中心仍將集中在中東部地區(qū)。綜合考慮我國電力負(fù)荷及電源布局，未來我國將形成大規(guī)模的西部、北部電源基地向中東部負(fù)荷中心送電的電力流格局。其中，西南水電、西部和北部煤電及風(fēng)電通過跨區(qū)電網(wǎng)送入華北、華中、華東及南方電網(wǎng)負(fù)荷中心地區(qū)；周邊發(fā)電資源豐富的俄羅斯、蒙古、中亞、東南亞等國家和地區(qū)就近向我國負(fù)荷中心地區(qū)送電。
預(yù)計(jì)2020年，我國跨區(qū)、跨國電網(wǎng)輸送容量將占全國電力總負(fù)荷的25%～30%。2030年前后跨區(qū)、跨國電網(wǎng)輸送容量占全國電力總負(fù)荷的30%以上。2030～2050年期間，全國跨區(qū)電力流規(guī)模仍有進(jìn)一步增大的潛力。
（7）加快建設(shè)堅(jiān)強(qiáng)智能電網(wǎng)
立足自主創(chuàng)新，推廣應(yīng)用特高壓等先進(jìn)成熟輸電技術(shù)，加快建設(shè)堅(jiān)強(qiáng)跨區(qū)、跨國骨干網(wǎng)架，促進(jìn)大型能源基地集約化開發(fā)和高效利用，實(shí)現(xiàn)更大范圍資源優(yōu)化配置。2020年前后，建成福建與臺灣電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)工程，實(shí)現(xiàn)臺灣與祖國大陸聯(lián)網(wǎng)�？鐓^(qū)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)增強(qiáng)，特高壓交直流并舉，相輔相成，滿足大煤電、大水電、大核電和大可再生能源基地送出和大受端電網(wǎng)可靠運(yùn)行需要。配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)增強(qiáng)，供電能力和供電可靠性得到大幅度提高。智能電網(wǎng)將為大型能源基地的集約化開發(fā)與能源外送，分布式電源、智能家電、電動汽車的廣泛應(yīng)用，以及為智能樓宇、智能社區(qū)、智能城市建設(shè)提供安全可靠的保障。各電壓等級電網(wǎng)功能定位更加明確，結(jié)構(gòu)堅(jiān)強(qiáng)、發(fā)展協(xié)調(diào)，智能化關(guān)鍵技術(shù)和設(shè)備得到廣泛應(yīng)用，電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)基本實(shí)現(xiàn)智能化，各項(xiàng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)和裝備質(zhì)量全面達(dá)到或領(lǐng)先于國際水平。
三、相關(guān)建議及訴求
（一）加快優(yōu)化調(diào)整電源結(jié)構(gòu)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(shè)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(yīng)寬松外，投產(chǎn)電源結(jié)構(gòu)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(xué)調(diào)控開工投產(chǎn)規(guī)模的同時，更應(yīng)該：
1、提高電力系統(tǒng)調(diào)峰電源比重，減輕煤電機(jī)組深度調(diào)峰負(fù)擔(dān)。煤電機(jī)組為快速發(fā)展的風(fēng)電、太陽能發(fā)電等可再生能源承擔(dān)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(jī)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(xiàng)目安排上，應(yīng)優(yōu)先規(guī)劃和核準(zhǔn)建設(shè)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。
2、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(xué)確定非化石能源發(fā)電比重目標(biāo)下，如何優(yōu)化非化石能源發(fā)電結(jié)構(gòu)、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(xiàng)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(fēng)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(jì)品質(zhì)）上，前者明顯優(yōu)于后者；在電力負(fù)荷平衡中的發(fā)電裝機(jī)容量利用率（容量品質(zhì)）上，前者也明顯優(yōu)于后者。同時，當(dāng)前電力供需總體寬松、利用小時數(shù)處于歷史低位，但是未來5~10年發(fā)電裝機(jī)需求仍有較大的發(fā)展空間，而水電和核電的建設(shè)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(jì)發(fā)展，又能夠有效規(guī)避當(dāng)前供需寬松的困局，還能夠確保電力結(jié)構(gòu)綠色轉(zhuǎn)型和保障電力中長期安全經(jīng)濟(jì)供應(yīng)。
3、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(shí)現(xiàn)區(qū)域布局及項(xiàng)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(shí)施機(jī)制。風(fēng)電和光伏發(fā)電發(fā)展應(yīng)堅(jiān)持集中與分散相結(jié)合原則，近中期優(yōu)先鼓勵分散、分布式開發(fā)。在落實(shí)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(jìn)集中式開發(fā)。
4、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(jié)構(gòu)，提高新能源發(fā)電發(fā)展質(zhì)量。光熱發(fā)電與風(fēng)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(shè)，盡早解決“棄水”“棄風(fēng)”問題
近年來，隨著水電集中投產(chǎn)、風(fēng)電快速發(fā)展，部分地區(qū)出現(xiàn)了“棄水”、“棄風(fēng)”等現(xiàn)象，雖然政府、行業(yè)及企業(yè)采取了多項(xiàng)措施予以解決，但當(dāng)前問題仍持續(xù)存在，西南水電“棄水”問題還尤為突出。為此建議：
1、國家有關(guān)部門應(yīng)盡快協(xié)調(diào)有關(guān)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。
2、加快清潔能源基地的跨省區(qū)輸電通道建設(shè)，盡快核準(zhǔn)開工建設(shè)西南水電基地外送通道，確�，F(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。
3、嚴(yán)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(yīng)能力。對“棄水”嚴(yán)重的地區(qū)嚴(yán)格控制風(fēng)電、太陽能發(fā)電等開發(fā)進(jìn)度，對電力大量富余的東北地區(qū)嚴(yán)格控制包括煤電、風(fēng)電在內(nèi)的電源開工規(guī)模。
4、加快配電網(wǎng)建設(shè)和智能化改造，鼓勵儲能技術(shù)參與輔助服務(wù)，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(jī)制，促進(jìn)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
1、考慮云南、四川等水電大省火電機(jī)組長期承擔(dān)電網(wǎng)調(diào)峰作用、利用小時數(shù)偏低、虧損嚴(yán)重及企業(yè)經(jīng)營狀況持續(xù)惡化等實(shí)際問題，盡快研究這些省份的火電價格形成機(jī)制；在地區(qū)內(nèi)開展水、火電企業(yè)發(fā)電權(quán)交易，建立健全水電與火電互補(bǔ)機(jī)制, 盡快研究兩部制電價改革。
2、加快建立調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)電價機(jī)制，以解決受電大省、可再生能源發(fā)電大省的火電機(jī)組深度調(diào)峰調(diào)頻及旋轉(zhuǎn)備用合理補(bǔ)償問題。
3、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(guān)部門加快研究分析熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)虧損原因，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(yán)重、虧損嚴(yán)重的供熱電廠予以財(cái)政補(bǔ)貼，同時給予熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)供熱業(yè)務(wù)環(huán)保熱價補(bǔ)貼政策。
（四）進(jìn)一步加強(qiáng)對電力用戶直接交易的監(jiān)管
電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易試點(diǎn)是深化電力體制改革的一項(xiàng)重要內(nèi)容，對深化電力體制改革有著重要意義。近年來，各地在推進(jìn)電力用戶直接交易試點(diǎn)方面進(jìn)行了大膽探索和有益嘗試，并取得了一定成效，但在部分地區(qū)試點(diǎn)中也出現(xiàn)了地方政府行政干預(yù)電力直接交易，變相扶持不符合國家產(chǎn)業(yè)政策的產(chǎn)業(yè)，加劇產(chǎn)能過剩，直接交易電量比重過大，造成電力企業(yè)單邊讓利等突出問題，不利于電力企業(yè)可持續(xù)發(fā)展，長期來看更有可能影響電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。為此建議：
1、加快出臺國家電力體制改革指導(dǎo)意見，在改革指導(dǎo)意見及其細(xì)則正式出臺前，國家有關(guān)部門盡快完善相關(guān)政策規(guī)定，合理規(guī)范電力用戶直接交易，對直接交易規(guī)則的關(guān)鍵點(diǎn)出臺指導(dǎo)意見，并加以明確引導(dǎo)，使各地方制定的直接交易規(guī)則更公平合理，操作過程更加規(guī)范科學(xué)，逐步建立公開、公正、公平的直接交易市場。
2、各地應(yīng)按照積極穩(wěn)妥、實(shí)事求是、循序漸進(jìn)、兼顧長遠(yuǎn)、重視安全的原則,考慮當(dāng)?shù)亟?jīng)濟(jì)發(fā)展、企業(yè)科學(xué)發(fā)展、電力系統(tǒng)安全等因素，根據(jù)當(dāng)?shù)匦枰推髽I(yè)承受能力合理確定直接交易的電量規(guī)模比例，待取得經(jīng)驗(yàn)和相應(yīng)政策配套后，再逐步擴(kuò)大規(guī)模和范圍。
3、國家有關(guān)部門要加強(qiáng)對電力用戶直接交易的監(jiān)管，對地方政府直接指定交易對象、電量、電價等非市場行為及時糾正，對不符合國家產(chǎn)業(yè)政策及淘汰類產(chǎn)品、工藝的直接交易電力用戶及時清理。
（五）科學(xué)分析煤電對灰霾的影響，促進(jìn)技術(shù)創(chuàng)新，加強(qiáng)依法監(jiān)督
1、科學(xué)分析煤電對灰霾的影響�？茖W(xué)的標(biāo)準(zhǔn)、技術(shù)規(guī)范、評價指標(biāo)體系是構(gòu)成我國污染物控制的基礎(chǔ)。目前《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）已經(jīng)達(dá)到世界最嚴(yán)，嚴(yán)格實(shí)施標(biāo)準(zhǔn)就應(yīng)能達(dá)到預(yù)期的環(huán)境效果。應(yīng)科學(xué)分析灰霾成因及電煤（而不是籠統(tǒng)的所有燃煤）大氣污染物排放影響占環(huán)境空氣中PM2.5濃度的比重（而不是排放量占比），對癥治霾，避免找錯方向延誤治霾時機(jī)。從火電廠大氣污染物排放控制歷程看，煤電各項(xiàng)污染物排放大幅度下降的近幾年，灰霾天氣反而嚴(yán)重，說明了一再加強(qiáng)火電廠污染控制并不能有效解決霧霾�；痣婍�(xiàng)目都是通過了嚴(yán)格的項(xiàng)目環(huán)境影響評價審批后建設(shè)的，加之火電廠污染物高煙囪排放特性（同等數(shù)量的污染物，電廠排放由于遠(yuǎn)離城市和擴(kuò)散稀釋作用大，與地面源及低矮排放源相比，環(huán)境影響最低），煤電已經(jīng)不是致霾的主因，對此要有清醒的認(rèn)識。
2、加快技術(shù)創(chuàng)新，推廣低成本污染控制技術(shù)。提高污染物去除效率、降低污染控制成本和體現(xiàn)節(jié)能減碳等綜合效益的污染控制技術(shù)是環(huán)保產(chǎn)業(yè)和電力行業(yè)不斷追求的永恒目標(biāo)。當(dāng)前仍需堅(jiān)持技術(shù)創(chuàng)新、依靠科技進(jìn)步提高污染控制水平、降低控制成本。如完善現(xiàn)有技術(shù)，優(yōu)化系統(tǒng)配置以降低環(huán)保設(shè)施運(yùn)行成本；研發(fā)更高效率和更低成本的脫硫技術(shù)；突破燃燒無煙煤的W火焰爐和燃燒貧煤鍋爐低氮改造的技術(shù)；加強(qiáng)對增加煙氣脫硝之后鍋爐穩(wěn)定運(yùn)行的研究。
3、加強(qiáng)依法監(jiān)督。黨的十八屆四中全會《中共中央關(guān)于全面推進(jìn)依法治國若干重大問題的決定》提出“依法治國”的全面要求。對于企業(yè)污染物控制而言，企業(yè)要依法運(yùn)營、達(dá)標(biāo)排放，同時也要求政府有關(guān)部門依法行政，不要在法律授權(quán)外干預(yù)企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營�？茖W(xué)制定污染物排放標(biāo)準(zhǔn)，加大對企業(yè)達(dá)標(biāo)排放的監(jiān)督管理力度，是促進(jìn)生態(tài)文明建設(shè)的最有效手段。建議以深化市場化改革的原則和思路重建或理順現(xiàn)行環(huán)境管理制度，全面簡化總量控制、環(huán)評審批、排污許可、“三同時”等對同一污染物排放行為的多重管理的行政手段。
信息來源:中國電力企業(yè)聯(lián)合會
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