中国电力工业现状与展望

　　2014年，电力工业持续健康发展，装机总量及发电量进一步增长，非化石能源发电量比重首次超25%，火电发电量负增长，设备利用小时创新低。

　　根据中电联年度快报统计，截至2014年底，全国全口径发电装机容量为13.6亿千瓦，同比增长8.7%，其中非化石能源发电装机容量4.5亿千瓦，占总装机容量比重为33.3%。2014年，全国全口径发电量5.55万亿千瓦时，同比增长3.6%，其中非化石能源发电量1.42万亿千瓦时，同比增长19.6%；非化石能源发电量占总发电量比重自新中国成立以来首次超过25%，达到25.6%、同比提高3.4个百分点。全国发电设备利用小时4286小时(本书中的发电设备利用小时均为6000千瓦及以上电厂口径)，为1978年以来的年度最低水平，同比降低235小时(见图1)。

　　2014年，全年基建新增发电装机容量10350万千瓦，同比增加128万千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量5702万千瓦；新增220千伏及以上变电设备容量22394万千伏安，同比增加2563万千伏安；新增220千伏及以上输电线千米；新增直流换流容量3860万千瓦，同比增加2490万千瓦。

　　2014年全国主要电力企业合计完成投资7764亿元，同比增长0.5%。其中，电源投资3646亿元，同比下降5.8%；电网投资4418亿元，同比增长6.8%。

　　1、水电装机达到3亿千瓦，水电发电量高速增长，设备利用小时达到9年来最高水平

　　2014年，水电投资完成960亿元，同比下降21.5%。基建新增水电装机容量2185万千瓦，同比减少911万千瓦，其中云南和四川合计新增1684万千瓦，占全国水电新增装机容量的77.1%。截至12月底，全国全口径水电装机容量3.0亿千瓦(其中抽水蓄能2183万千瓦)，同比增长7.9%。全年主要发电企业常规水电新开工规模接近600万千瓦，随着西南水电溪洛渡、向家坝、糯扎渡、锦屏一级和二级等一批重点工程陆续竣工投产，年底常规水电在建规模大幅萎缩至不足3000万千瓦。

　　2014年，全国水电发电量1.07万亿千瓦时，首次超过1万亿千瓦时、同比增长19.7%，受主要水电生产地区汛期来水情况较好而2013年汛期来水偏枯导致基数低影响，汛期以来水电发电量持续高速增长；主要水电生产省份中，贵州、广西、重庆、云南和四川水电发电量增速超过25%，但青海和甘肃分别下降5.6%和0.3%。

　　2014年，全国水电设备利用小时3653小时，为1996年以来的年度次高值(最高值为2005年的3664小时)，同比提高293小时。其中，四川、甘肃和云南水电设备利用小时分别达到4528、4488和4345小时。全国水电装机容量超过500万千瓦的13个省份中，贵州、重庆、广西和湖北水电设备利用小时同比分别提高1351、1093、905和574小时，而青海和甘肃同比分别降低279和111小时。

　　2、风电投资大幅增长，设备利用小时同比降低，并网太阳能发电装机容量及发电量大幅增长

　　2014年，主要受风电上网电价政策调整预期影响，风电投资完成993亿元，首次超过水电、火电、核电投资，成为电源建设中完成投资最多的一类，同比大幅增长52.8%。基建新增并网风电装机容量2072万千瓦，年度新增规模首次超过2000万千瓦，同比增加585万千瓦，其中甘肃、新疆、、山西、、和云南新增并网风电装机容量超过100万千瓦。截至12月底，全国并网风电装机容量9581万千瓦，同比增长25.6%，其中和甘肃分别达到2070和1008万千瓦。

　　2014年，全国并网风电发电量1563亿千瓦时，同比增长12.2%。风电设备利用小时1905小时，同比降低120小时。并网风电装机容量超过100万千瓦的15个省份中，福建、云南和广东风电设备利用小时超过2200小时，新疆、江苏和也高于全国平均水平，而贵州、辽宁、山东、、甘肃和低于1800小时，其中甘肃和分别仅有1596和1501小时；与2013年比较，除广东、江苏、贵州和云南风电设备利用小时同比提高外，其余11个省份利用小时同比降低，其中山西、山东、福建、甘肃和辽宁降幅超过200小时，、、、和降幅超过100小时。据了解，往年弃风较多的地区在2014年弃风率有所下降，来风少、风速下降是2014年大部分地区风电设备利用小时下降的最主要原因。

　　截至12月底，全国并网太阳能发电装机容量2652万千瓦(绝大部分为光伏发电)，同比增长67.0%，其中甘肃、青海和新疆分别达到517、411和376万千瓦，和江苏超过200万千瓦，和超过100万千瓦。2014年，全国并网太阳能发电量231亿千瓦时、同比增长170.8%。

　　2014年，核电投资完成569亿元，同比下降13.8%；全年新增核电机组5台、547万千瓦，是投产核电机组最多的一年，分别是3月投产的广东阳江核电站1号机组、5月投产的福建宁德核电站一期2号机组和辽宁红沿河核电站一期2号机组、11月投产的福建福清核电站1号机组和12月投产的浙江秦山核电站一期扩建工程1号机组。截至12月底，全国核电装机容量1988万千瓦，同比增长36.1%，核电在建规模2590万千瓦。2014年，全国核电发电量1262亿千瓦时，同比增长13.2%，核电设备利用小时7489小时、同比降低385小时。

　　2014年，火电投资完成952亿元，同比下降6.3%；全年基建新增火电装机容量4729万千瓦，同比增加554万千瓦，其中新增煤电3555万千瓦；气电886万千瓦。12月底全国全口径火电装机容量9.2亿千瓦，同比增长5.9%，其中煤电8.3亿千瓦，同比增长5.0%；气电5567万千瓦，同比增长29.2%。

　　2014年，全国全口径火电发电量4.17万亿千瓦时、同比下降0.7%，受电力消费需求放缓、非化石能源发电量高速增长等因素影响，火电发电市场萎缩，火电发电量自1974年以来首次出现负增长。分省份看，全国共有16个省份火电发电量同比下降，其中云南、上海、广西、贵州和火电发电量同比下降超过10%，电力消费需求放缓以及水电多发是主因；湖南、四川、广东和湖北火电发电量同比下降超过5%，河南、青海、、浙江、江苏、福建和山西火电发电量也为负增长。

　　2014年，全国火电设备利用小时4706小时，同比降低314小时，为上一轮低谷1999年(4719小时)以来的年度最低值。分析原因，除了用电需求放缓因素外，火电机组为规模越来越大且增长迅速的水电、风电、太阳能发电等非化石能源发电承担调峰任务也是重要原因，客观上为水电、风电、太阳能发电等消纳作出重要贡献。各省份间火电设备利用小时相差明显，达到6101小时，多年来持续领先于其他省份；海南5559小时，主要是电力消费需求保持一定增长而近两年发电装机容量增加少；青海、陕西、天津、新疆、江苏和超过5200小时；云南仅有2749小时，低于全国平均水平1957小时，同比降低713小时；四川、、上海和湖南也分别仅为3552、3680、3744和3884小时，是需求放缓、非化石能源发电快速发展或外来电增加较多等共同作用的必然结果。

　　2014年，全国共有24个省份火电设备利用小时低于上年。其中，贵州同比下降1267小时，重庆、上海、浙江和云南降幅超过700小时，广西、安徽、湖南、新疆和湖北降幅超过500小时，广东、江苏、河南、青海、四川和降幅超过300小时，这些省份中绝大部分均有电力消费需求放缓的原因，贵州、重庆、云南、广西、湖南、湖北和四川还有水电多发的原因，上海、浙江、广东和江苏还有跨省区线投产后受入电量大幅增加的原因。

　　2014年，全国完成跨区送电量2741亿千瓦时，同比增长13.1%。其中，东北外送电量215亿千瓦时，同比增长19.5%；华中外送电量1353亿千瓦时，同比增长17.5%，主要是华中送华东电量1027亿千瓦时，同比增长20.4%，其中7月初正式投运的溪(洛渡)浙±800千伏特高压直流工程送电251亿千瓦时；西北外送电量549亿千瓦时，同比增长20.0%，其中1月正式投运的哈(密)郑(州)±800千伏特高压直流工程送电130亿千瓦时。

　　2014年，全国跨省送出电量8420亿千瓦时，同比增长10.8%。在主要送出省份中，送出电量1460亿千瓦时，同比增长0.5%；四川送出1167亿千瓦时，同比增长52.6%；湖北送出913亿千瓦时，同比增长21.1%；山西送出851亿千瓦时，同比增长5.5%；云南送出726亿千瓦时，同比增长11.3%；贵州送出671亿千瓦时，同比增长22.0%；安徽送出455亿千瓦时，同比下降1.2%；送出356亿千瓦时，同比增长0.4%；新疆送出175亿千瓦时，同比增长167.7%。在全国跨省送出电量中，南方电网区域完成“西电东送”电量1723亿千瓦时，同比增长31.1%；三峡电站送出电量984亿千瓦时，同比增长19.3%。

　　2014年，全国煤炭市场需求持续低迷，全年煤炭消费量比上年减少，全国重点电厂累计耗煤12.5亿吨，同比下降7.4%。煤炭产能继续，全年煤炭进口2.91亿吨，同比下降10.9%，国内煤炭市场供应充足，电煤供应持续宽松，全国重点电厂存煤量总体呈逐月上升态势，12月底存煤量9455万吨，可用24天，总体处于正常偏高水平。

　　一季度天然气消费需求增长强劲，部分地区天然气发电受到供气，随着供暖期结束，二、三季度天然气供需形势缓和，四季度由于暖冬因素以及天然气供应能力的提升，全国天然气供应总体平稳。但2014年9月天然气价格再次上调导致天然气发电厂亏损加重、经营压力持续上升。

　　2014年，全国电力供需形势总体宽松，运行安全稳定。受气温及经济稳中趋缓等因素影响，全社会用电量增速放缓到3.8%，同比回落3.8个百分点，电力消费需求增速创1998年以来新低；三次产业和居民生活用电量增速全面回落，第三产业用电量增速明显领先于其他产业，其中信息业用电持续保持旺盛势头；四大重点用电行业增速均比上年回落，设备制造业用电保持较快增长，产业结构优化调整效果。

　　根据中电联年度快报统计，2014年全国全社会用电量5.52万亿千瓦时，同比增长3.8%，增速同比回落3.8个百分点，为1998年(2.8%)以来的年度最低水平。

　　分季度看，全社会用电量增速先降后升，同比依次为5.4%、5.2%、1.4%和3.5%，其中三季度增速为2009年三季度以来最低。分月度看，上半年各月增速总体处于5%左右的增长水平，下半年除8月因气温因素负增长外，其余各月增速总体处于3%左右的增长水平。

　　全社会用电量增速明显回落是必然因素与随机偶然因素相互叠加的结果。从随机偶然因素看，全年平均气温特别是夏季较2013年同期偏低，贡献全年全社会用电增速下降超过1个百分点，并且经济进入新常态后，气温因素对电力消费需求的影响将比以往更为明显。从必然因素看，经济增速稳中趋缓对电力消费需求增速回落影响也很大，同时，下半年分月电力消费平稳增长的态势也反映出当前经济增速是平稳趋缓而不是急速下降，仍处于合理增长区间。

　　从电力消费结构看，第一产业用电量994亿千瓦时，占全社会用电量比重为1.80%；第二产业用电量4.07万亿千瓦时，占比为73.60%；第三产业用电量6660亿千瓦时，占比为12.06%；城乡居民生活用电量6928亿千瓦时，占比为12.54%。第三产业用电量比重同比提高0.30个百分点，第一产业、第二产业和城乡居民生活用电量比重同比分别降低0.07、0.04和0.19个百分点(见图2、图3)。

　　2014年，城乡居民生活用电量同比增长2.2%，同比回落6.7个百分点；对全社会用电量增长的贡献率为7.6%，同比回落7.1个百分点。

　　分季度看，各季度增速依次为6.0%、7.4%、-5.6%和3.8%。2014年夏季极端持续高温天气较2013年同期明显偏少，长江中下游等地区出现凉夏，当季增速同比大幅回落23.2个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为-58.9%，是导致当季全社会用电量低速增长的最主要原因。

　　分地区看，西部地区城乡居民生活用电量同比增长7.7%，东部和东北地区同比分别增长2.4%和2.0%，中部地区同比下降3.1%。三季度，中部地区同比下降18.4%，其中，河南、湖北、安徽分别下降26.2%、24.2%和23.8%，东部地区同比下降3.0%，其中，上海、江苏和浙江分别下降36.2%、24.7%和21.0%，但广东同比增长24.2%(见图4)。

　　2014年，第三产业用电量同比增长6.4%，同比回落3.8个百分点，对全社会用电量增长贡献率为19.9%，同比提高4.5个百分点，超过其所占全社会用电量比重7.8个百分点。

　　分季度看，各季度同比增速依次为6.6%、7.1%、3.8%和8.6%，受气温偏低及同期基数高等因素影响，三季度增速明显偏低。第三产业内各行业间增长形势差异较大，住宿和餐饮业用电量仅增长1.2%，增速同比回落4.1个百分点；受宏观经济趋缓影响，交通运输仓储邮政业用电量增长5.7%，增速同比回落4.0个百分点；受经济转型驱动，信息消费保持旺盛势头，信息业(信息传输、计算机服务和软件业)用电量增长11.4%，增速同比提高0.5个百分点。

　　分地区看，东部、东北和中部地区第三产业用电量同比分别增长4.8%、5.5%和6.3%；西部地区增长11.7%，主要是在信息业、公共事业及管理组织、商业住宿和餐饮业用电量增速明显领先于其他地区。

　　4、四大重点行业用电量增速同比回落，设备制造业用电量保持较快增长，产业结构优化调整效果

　　2014年，第二产业用电量同比增长3.7%，增速同比回落3.4个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为72.7%，略低于其所占比重(73.6%)。分季度看，各季度增速依次为5.3%、4.9%、2.0%和3.0%。分地区看，西部、东部、中部和东北地区分别增长5.6%、3.3%、3.0%和0.8%，同比分别回落5.0、2.8、2.8和2.5个百分点。

　　2014年，工业用电量同比增长3.7%，其中，轻、重工业分别增长4.2%和3.6%。分三大门类看，采矿业用电量同比增长1.6%，增速同比回落4.6个百分点，其中煤炭开采和洗选业用电量下降1.6%；电力、燃气及水的生产和供应业用电量增长1.2%，增速同比回落6.4个百分点，火电发电量负增长导致发电厂用电量增速下降是其重要原因；制造业用电量增长4.5%，增速同比回落2.5个百分点，三大门类中回落幅度最小。

　　分地区制造业用电量看，西部、东部、中部和东北地区同比分别增长6.8%、4.1%、2.9%和0.6%，增速同比分别回落3.5、2.2、1.2和2.9个百分点，西部地区制造业用电量增速继续领先于其他地区，但增速回落幅度也最大。制造业日均用电量6月达到86.5亿千瓦时/天的高位，经历7~10月持续小幅回落后连续回升，12月达到86.7亿千瓦时/天，创历史新高。

　　2014年，化工(化学原料及制品业)、建材(非金属矿物制品业)、黑色金属(黑色金属冶炼及压延加工业)、有色金属(有色金属冶炼及压延加工业)四大重点用电行业合计用电量同比增长3.7%，增速同比回落2.7个百分点，各季度增速分别为4.2%、5.0%、3.7%和2.1%，呈现先升后降态势；化工、建材、黑色金属和有色金属行业用电量增速均同比回落，分别回落1.8、1.0、5.4和1.1个百分点。设备制造业(包含通用及专用设备制造业、交通运输电气电子设备制造业)、废弃资源和废旧材料回收加工业用电量同比分别增长8.1%和9.3%，是制造业中用电形势表现最好的两个行业。上述变化，反映出产业结构优化调整效果。

　　5、中部和东北地区用电量低速增长，中部和西部地区用电量增速比上年回落幅度偏大

　　2014年，东部地区全社会用电同比增长3.5%，增速同比回落3.1个百分点。分季度看，各季度增速依次为4.1%、5.1%、1.3%和3.8%。分产业看，第二产业用电量增长3.3%，增速同比回落2.8个百分点，其中四大重点用电行业增长3.0%，增速同比回落2.5个百分点；第三产业用电量增长4.8%，增速同比回落3.9个百分点；城乡居民生活用电量增长2.4%，增速同比回落5.4个百分点，其中三季度城乡居民生活用电量同比下降3.0%，增速同比回落20.7个百分点。分省份看，京津冀地区受节能减排、APEC会议等因素影响，、天津和用电量增速均低于2.7%，增速同比分别回落1.8、4.6和3.7个百分点；长三角地区受夏季气温偏低及上年同期高温天气等因素影响，上海、江苏和浙江用电量分别下降3.0%，增长1.1%和1.5%，增速同比回落幅度均超过6个百分点，其中三季度用电量同比分别下降12.5%、4.4%和7.2%；珠三角地区由于气温因素(当年一季度气温比上年同期偏冷、二季度以来高温天气比上年同期多)以及经济运行相对平稳，广东用电量同比增长8.4%，对全国用电量增长的贡献率高达20.2%。

　　中部地区受夏季气温偏低及上年同期高温天气等因素影响，全社会用电量同比增长1.7%，增速同比回落5.2个百分点，是增速回落幅度最大的地区。分季度看，各季度增速依次为5.8%、4.5%、-4.1%和1.7%，三季度增速同比大幅回落17.5个百分点。分产业看，第二产业用电量增长3.0%，同比回落2.5个百分点，其中四大重点用电行业增长1.1%，同比回落0.8个百分点；第三产业用电量增长6.3%，同比回落7.0个百分点；城乡居民生活用电量同比下降3.1%，同比回落15.1个百分点，其中三季度城乡居民生活用电量同比下降18.4%，同比大幅回落39.9个百分点。分省份看，地区内各省份用电量增速均低于上年，其中安徽、湖北和湖南同比分别回落8.5、6.4和5.1个百分点，三季度安徽、湖南和湖北全社会用电量同比分别下降6.4%、5.9%和6.3%；山西用电量同比下降0.5%，全年共有7个月用电量负增长，河南同比增长0.7%，8月以来各月用电均为负增长，主要是第三产业、城乡居民生活、黑色金属和有色金属用电增速下降较多(见图5)。

　　西部地区全社会用电量同比增长6.4%，同比回落4.5个百分点。西部地区用电增速仍持续领先于其他地区，用电量所占全国比重同比提高0.7个百分点；由于具有资源及电价优势，西部地区四大重点用电行业所占全国比重提高至41.3%，同比提高1.0个百分点，是比重唯一提高的地区。但是，在当前国内宏观经济趋缓，工业行业尤其是高耗能行业产能过剩、产品价格下降的背景下，各地区均存在结构调整压力，高耗能行业用电增速放缓，带动全社会用电量增速回落，西部地区全社会用电量增速回落幅度较大就有这一重要原因。分季度看，西部地区各季度用电增速依次为8.4%、6.7%、5.4%和5.2%，增速逐季回落。分产业看，西部地区各产业用电量增速均明显领先于其他地区，第二产业用电量增长5.6%，同比回落5.0个百分点，其中四大重点用电行业同比增长6.2%，同比回落4.3个百分点；第三产业用电增长11.7%，同比回落0.7个百分点；城乡居民生活用电增长7.7%，同比回落3.0个百分点。分省份看，全国仅有的三个用电量增速超过10%的省份全部在西部地区，分别为新疆(11.7%)、(10.9%)和(10.8%)，受高耗能行业用量增速回落影响，新疆、云南、甘肃和青海全社会用电量增速比上年回落幅度超过5.0个百分点。

　　东北地区全社会用电量同比增长1.7%，同比回落2.6个百分点。分季度看，各季度增速依次为1.5%、2.5%、2.7%和0.1%，四季度仅实现微弱增长。分产业看，第二产业用电量增长0.8%，同比回落2.8个百分点，其中四大重点用电行业同比下降0.6%，同比回落4.2个百分点；第三产业用电量增长5.5%，同比回落4.1个百分点；城乡居民生活用电量增长2.0%，同比回落1.0个百分点。分省份看，辽宁、和用电量增速均远低于全国平均水平，辽宁9月以来各月用电量均为负增长，全年用电量增速同比回落4.2个百分点。

　　2014年，全国电力供需总体宽松，东北和西北区域供应能力富余较多，华中、华东和南方区域供需总体平衡，华北区域供需总体平衡，部分地区偏紧。省级电网中，受机组环保、气温、局部电网受限等因素影响，山东、、天津、江苏、安徽、福建、河南、陕西、和海南在部分时段有一定错峰。

　　华北电网区域电力供需总体平衡，部分地区偏紧。2014年全社会用电量1.30万亿千瓦时，同比增长3.4%，增速同比回落3.0个百分点，主要是区域内部分省份受节能减排以及高耗能行业产能过剩导致企业开工率下降影响；区域统调最高用电负荷1.92亿千瓦，同比增长3.2%。基建新增发电装机容量2106万千瓦，12月底全口径发电装机容量2.9亿千瓦，同比增长7.6%，其中并网风电装机容量3301万千瓦，同比增长18.5%。区域内电力供需总体平衡，部分地区偏紧，7月山东日最大错峰负荷360万千瓦，南网239万千瓦，冀北87万千瓦，天津36万千瓦；2014年，华北区域发电设备利用小时4655小时，同比降低131小时，其中火电5145小时，同比降低61小时；风电1965小时，同比降低152小时。

　　东北电网区域电力供应能力富余较多。2014年全社会用电量4047亿千瓦时，同比增长2.5%，增速同比回落1.9个百分点，延续多年来的低迷态势；区域统调最高用电负荷5462万千瓦，与上年基本持平。基建新增发电装机容量600万千瓦，12月底全口径发电装机容量1.2亿千瓦，同比增长5.4%，其中并网风电2289万千瓦，同比增长10.0%。2014年，东北区域发电设备利用小时3603小时，同比降低65小时，其中火电4197小时，同比提高78小时(主要是水电减发较多，火电设备利用小时同比提高237小时)，低于全国平均水平509小时；风电1739小时，同比降低177小时，低于全国平均水平166小时。

　　华东电网区域电力供需平衡。2014年全社会用电量1.33万亿千瓦时，同比增长2.1%，增速同比回落5.8个百分点，主要是受气温因素影响，三季度用电量同比下降4.6%，增速环比回落9.7个百分点；区域统调最高用电负荷2.21亿千瓦，同比增长2.7%。基建新增发电装机容量1990万千瓦，12月底全口径发电装机容量2.7亿千瓦，同比增长7.2%，其中核电1076万千瓦，同比增长42.7%。区域电力供需平衡，4月安徽有少量错峰，7月江苏日最大错峰负荷112万千瓦，福建有少量错峰；2014年，华东区域发电设备利用小时4617小时，同比降低486小时，其中火电4824小时，同比降低530小时，降幅较大的主要原因是电力消费增长放缓和区域外来电增加较多；风电2144小时，同比降低39小时。

　　华中电网区域电力供需平衡。2014年全社会用电量9908亿千瓦时，同比增长2.5%，增速同比回落4.5个百分点，主要是受气温因素影响，其中三季度用电量同比下降2.3%，增速环比回落7.2个百分点；区域统调最高用电负荷1.51亿千瓦，同比增长0.9%。基建新增发电装机容量1798万千瓦，12月底全口径发电装机容量2.8亿千瓦，同比增长7.8%，其中水电装机容量千瓦，占全国水电装机容量的43%。区域电力供需平衡，7月河南日最大错峰负荷90万千瓦。2014年，华中区域发电设备利用小时4149小时，同比降低113小时，其中水电4047小时，同比提高361小时，火电4275小时，同比降低439小时；风电1959小时，同比降低81小时。

　　西北电网区域电力供应能力富余。2014年全社会用电量5426亿千瓦时，同比增长6.7%，增速同比回落8.5个百分点，是用电增速回落幅度最大的区域，主要是在宏观经济趋缓、房地产市场低迷背景下，高耗能行业产能过剩、产品价格下滑导致企业开工率下降(占西北区域全社会用电量比重53%的四大行业用电量增速从上年的17.3%降至2014年的5.8%)；区域统调最高用电负荷7147万千瓦，同比增长3.7%。基建新增发电装机容量2332万千瓦，12月底全口径发电装机容量1.6亿千瓦，同比增长13.9%，其中并网风电2346万千瓦，同比增长47.1%；并网太阳能发电1473万千瓦，占全国并网太阳能装机的61%。1月日最大错峰负荷8.5万千瓦，7月陕西日最大错峰负荷116万千瓦；2014年，西北区域发电设备利用小时4154小时，同比降低457小时，其中火电5233小时，同比降低220小时；风电1863小时，同比降低86小时。

　　南方电网区域电力供需平衡。2014年全社会用电量9496亿千瓦时，同比增长6.9%，增速同比提高0.4个百分点，是用电增速唯一同比提高的区域，主要是因广东气温因素及经济运行相对平稳；区域统调最高用电负荷1.36亿千瓦，同比增长5.6%。基建新增发电装机容量1524万千瓦，12月底全口径发电装机容量2.4亿千瓦，同比增长6.9%，其中水电1.0亿千瓦。海南电力供应紧张，日最大错峰负荷59.4万千瓦，累计错峰电量5.8亿千瓦时；2014年，南方区域发电设备利用小时4066小时，同比降低173小时，其中水电3815小时，同比提高540小时；火电4143小时，同比降低645小时，低于全国平均水平564小时，是全国最低的区域，其中云南低于3000小时，电力消费需求放缓以及水电多发是主要原因；风电2060小时、同比提高45小时。

　　2014年，火电结构进一步优化，技术水平进一步提高。数、大容量、高效环保型机组比例进一步提高。据中电联初步统计，截至2014年底，全国30万千瓦及以上火电机组比例达到77.7%，比2013年提高近1.4个百分点；2005~2014年累计关停小火电机组预计超过0.95亿千瓦(见图6)。

　　根据中电联统计快报，2013年全国6000千瓦及以上火电机组供电标准煤耗318克/千瓦时，同比下降3克/千瓦时，比2005年下降了52克/千瓦时，煤电机组供电煤耗继续保持世界先进水平(见图7)。

　　烟尘控制方面。2014年，按照修订后的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，燃煤电厂除尘设施进行了大范围，在继续应用低温电除尘器、高频电源、移动电极技术的基础上，湿式电除尘器等开始在一些新建机组和机组上大规模应用。同时，通过优化现有脱硫吸收塔内流场、湿法脱硫除雾系统等方式提高了对烟尘的协同脱除能力。经中电联初步分析，2014年煤电平均除尘效率达到99.75%以上，比2013年提高0.1个百分点。

　　二氧化硫控制方面。经中电联初步统计分析，截至2014年底，统计口径内的燃煤发电机组基本上全部采取了脱硫措施，其中，烟气脱硫机组容量约7.55亿千瓦，约占全国煤电机组容量的91.5%，比2005年提高77个百分点，比美国2011年高31个百分点；其他机组主要为具有炉内脱硫能力的循环流化床锅炉(见图8)。

　　氮氧化物控制方面。经中电联初步统计分析，截至2014年底，烟气脱硝机组容量约6.6亿千瓦，约占全国煤电装机容量的80%，比2013年提高了近22个百分点，比美国(2011年)高30个百分点；预计火电烟气脱硝比重达到72%左右(见图9)。

　　环保资金投入方面。2014年，煤电企业积极筹措资金，克服困难，进行了大规模环保设施。经中电联初步测算，仅2014年脱硫、脱硝、除尘建设和费用超过500亿元，每年用于煤电环保设施运行的费用超过800亿元。

　　现役火力发电机组自2014年7月1日起实施《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，随着现役机组达标完成，2014年电力大气污染物排放量大幅下降。经中电联初步统计分析，电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量预计分别降至98万吨、620万吨、620万吨左右，分别比2013年下降约31.0%、20.5%、25.7%。电力二氧化硫排放量(2013年实现)、氮氧化物排放量(2014年实现)全面提前完成《节能减排“十二五”规划》的电力二氧化硫800万吨、氮氧化物750万吨的减排目标(最终数据以环保部的公布为准)。与2006年排放最高时相比，烟尘、二氧化硫、氮氧化物三项污染物排放之和减少了约50%(见图10)。

　　电力企业以高度的社会责任感，将节能减排纳入企业发展的重大战略及规划，并作为企业依法生产经营的主要指标加以考核，节能减排工作贯穿于企业活动的各个领域和各个环节。

　　一是将节能减排技术监督与管理贯穿于技术和电力生产全过程，对影响发电设备经济运行的重要参数、性能和指标进行监督、调整和评价，力争使煤、电、油、汽、水等各方面的消耗达到最佳值。

　　二是加强运行管理。加强运行人员业务培训，提高业务水平，机组优化运行，提高设备可靠性。通过加强各项参数调整，优化辅机运行方式，加强对标等措施，机组在最佳状态运行。

　　三是积极推进节能减排综合升级工作。继续组织开展现役机组汽轮机通流、泵与风机变频、微油点火、等离子点火、电网升压、变压器、配电线等节能技术，能耗持续下降；继续开展除尘、脱硫、脱硝提效，按国家要求开展取消旁工作等。

　　在行业层面，中电联积极服务于电力行业节能减排工作，在规划、政策研究、提供统计咨询、制订技术标准、反映企业、争取优惠政策等方面发挥了积极作用。中电联制订并印发了《燃煤电厂除尘技术线指导意见》，提出了除尘技术线选择的基本原则、通用意见及案例分析等。电力行业节能标准化技术委员会组织开展了《燃煤电厂二氧化碳排放统计指标体系》(DL/T1328-2014)和《燃煤电厂二氧化碳排放统计方法》两项电力行业气候变化专项标准的制定工作，为规范燃煤电厂二氧化碳统计核算方法、有效开展电力行业二氧化碳统计核算、摸清行业家底提供参考。中电联持续开展能效对标活动，组织开展了全国火电60万千瓦级和30万千瓦级机组能效对标工作，发布了能效对标结果。

　　通过不断推进电力结构调整、提升电力技术和管理水平，单位发电量二氧化碳排放强度不断下降。经中电联初步统计分析，以2005年为基准年，2006~2014年电力行业通过发展非化石能源、降低供电煤耗和降低线损率等措施累计减排二氧化碳约60亿吨。2014年，电力行业单位发电量二氧化碳排放量比2005年减少约19%(见图11)。

　　2014年7月1日，现役燃煤电厂开始实施《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)；同年4月，部要求京津冀地区所有燃煤电厂在2014年底前完成特别排放限值；9月12日，发改委、环保部、能源局印发《煤电节能减排升级与行动计划(2014~2020年)》，要求燃煤电厂达到燃机排放水平。仅2014年，对燃煤电厂污染物排放要求就有三次变化，致使大量燃煤电厂环保设施重复，边际成本增大。

　　初步分析，目前烟气治理2.7分/千瓦时的环保电价对应的煤质污染物排放浓度限值为：烟尘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(高挥发份煤)。多个超低排放项目的成本体现在电价上，是在现行2.7分/千瓦时基础上再增加0.5~2分/千瓦时甚至更高，即在低硫、低灰和高挥发份煤的条件下，比起特别排放限值，烟尘再降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，致使超低的污染物控制边际成本过高，且能耗增加。降低每千克污染物的排放量的代价为12~60元。如果仅烟尘治理需增加0.5分钱的话，则去除每千克烟尘的代价为100元以上，而全社会的治理成本约为2元。

　　低成本超低排放技术还需突破。2014年，有数家电厂燃煤机组超低排放(比特别排放限值的要求排放还少)后投入运行。采取的主要措施：一是对已有技术和设备潜力(或者裕量)进行挖掘、辅机、系统优化；二是设备扩容，增加新设备；三是研发采用创新性技术；四是对煤质进行优化。总体来看，采用设备扩容(如增加脱硫塔)、增加新设备(如采用湿式除尘器)的方法较多，而采用创新性低费用的技术较少。在面对超低排放新要求时，大量煤质难以保障、场地受限、技术线选择困难的电厂实现超低排放的困难很大。

　　《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)没有明确火电厂大气污染物的达标考核的方式。实际考核中，有的地方按小时均值考核，也有按4小时均值，或日均值、或周均值考核的。

　　2014年3月，国家发展委、部印发了《燃煤发电机组环保电价与环保设施运行监管办法》(发改价格[2014]536号)，该文件变相明确了按照浓度小时均值判断是否达标排放，是否享受环保电价和接受处罚等。按小时均值考核要求远严于按日、月均值考核。如美国排放标准以30天的滚动平均值考核，煤矸石机组则是以12个月的滚动平均值进行考核；欧盟按月均值考核，同时小时均值不应超标准200%，日均值不超110%。

　　煤电机组受低负荷(烟气温度不符合脱硝投入运行条件)、环保设施临时故障、机组启停机等影响，都会导致污染物排放的临时性超标。按小时均值考核成为世界最严考核方式，企业的违法风险加大。

　　2005年以来，供电煤耗快速下降，既缘于现有机组积极进行节能，更缘于大量新建的低煤耗机组提高了行业清洁利用水平。受国家宏观经济及产业结构调整影响，煤电发展速度明显低于“十一五”及“十二五”初期，经过“十一五”以来大规模实施节能技术，现役煤电机组的经济节能降耗潜力很小(再的经济投入与产出比大幅度下降)，继续提高效率空间有限。同时，伴随风电、太阳能等可再生能源发电比重的快速提高，煤电调峰作用将显著增强，机组参与调峰越多，煤耗越高。通过增加新机组方法优化煤电机组结构降低供电煤耗的空间越来越小。火电利用小时(2014年火电平均利用小时同比减少314小时，是1978年以来的最低水平)、负荷率将持续走低，也严重影响机组运行经济性，尤其是大容量、高效率机组的低煤耗优势得不到充分发挥。

　　煤电节能与减少排放矛盾日趋加大。受到技术发展制约，对于主要靠增加设备裕度、增加设备数量等来提高脱除效率，在去除污染物的同时，增加了能耗。如某60万千瓦机组脱硫时增加了一个吸收塔，造成脱硫系统阻力增加1000帕，电耗增加3800千瓦，增加厂用电率0.5~0.6个百分点。根据企业实际反映，环保影响供电煤耗1.2克/千瓦时以上。

　　预计2015年全国基建新增发电装机容量1亿千瓦左右，其中，煤电3800万千瓦、气电600万千瓦、非化石能源发电5300万千瓦左右。非化石能源新增装机中，水电1400万千瓦、核电876万千瓦、并网风电1900万千瓦、并网太阳能发电1000万千瓦、并网生物质发电100万千瓦左右。

　　其中，华北电网区域全年新增发电装机容量1800万千瓦，年底全口径发电装机容量3.1亿千瓦，同比增长6.3%左右。东北电网区域全年新增发电装机容量700万千瓦，年底全口径发电装机容量千瓦，同比增长5.9%左右。华东电网区域全年新增发电装机容量1900万千瓦，年底全口径发电装机容量2.9亿千瓦，同比增长7.1%左右。华中电网区域全年新增发电装机容量2100万千瓦，年底全口径发电装机容量3.0亿千瓦，同比增长7.6%左右。西北电网区域全年新增发电装机容量1500万千瓦，年底全口径发电装机容量1.8亿千瓦，同比增长9.1%左右。南方电网区域全年新增发电装机容量2000万千瓦，年底全口径发电装机容量2.6亿千瓦，同比增长8.2%左右。

　　预计2015年底，全国全口径发电装机容量将达到14.6亿千瓦，同比增长7.5%左右，其中非化石能源发电5.1亿千瓦，占总装机比重35%左右；非化石能源发电装机中，水电3.2亿千瓦，核电2864万千瓦、并网风电1.1亿千瓦、并网太阳能发电3650万千瓦、并网生物质发电1100万千瓦左右。

　　预计全年发电设备利用小时4130小时左右，其中火电设备利用小时4650小时左右，可能再创新低。

　　2015年是全面深化的关键之年，中央经济工作会议指出2015年将稳中求进工作总基调，以提高经济发展质量和效益为中心，主动适应经济发展新常态，保持经济运行在合理区间，预计2015年我国国内生产总值增长7.0%左右，低于2014年增速。

　　2015年，预计中央仍将出台系列“稳增长”政策措施，且红利将逐步，有利于稳定电力消费增长；2014年对用电量增长产生作用的气温因素，将对2015年用电量尤其是居民用电量增长有一定拉升作用；受经济转型驱动，信息消费等第三产业仍将保持快速增长势头；部分地区为大气污染防治和节能减排而推行的电能替代客观上有利于促进电力消费增长；部分地方逐步推进的电力用户直接交易试点，降低了用户电价，企业生产成本下降，一定程度上促进电力消费。与此同时，未来我国的节能减排和压力日益加大，2015年是中央实现“十二五”节能减排目标的最后一年，部分节能减排形势严峻的地区可能在部分时段对高耗能高排放行业采取限电限产等措施，可能对高耗能行业用电增长带来一定影响。综合判断，预计2015年电力消费增速将比2014年有一定回升，预计全年全社会用电量5.74~5.80万亿千瓦时、同比增长4.0%~5.0%，预期5.77万亿千瓦时、同比增长4.5%左右，其中，第一产业同比增长2.0%、第二产业增长3.5%、第三产业增长8.5%、城乡居民生活增长7.0%。

　　预计2015年全国电力供需继续总体宽松，东北和西北区域电力供应能力仍然富余较多，华东、华中和南方区域电力供需平衡，各区域内均有部分省份电力供应能力盈余，华北区域电力供需总体平衡，部分地区偏紧。分区域看：

　　华北电网区域电力供需总体平衡，部分地区偏紧。预计2015年全社会用电量同比增长3.1%~4.1%，预期1.35万亿千瓦时，同比增长3.6%左右，最大用电负荷2.04亿千瓦，同比增长6.0%左右。综合考虑送受电力参与平衡后，预计华北区域电力供需总体平衡，部分地区因省间交换能力不足而偏紧，主要是山东、南网和京津唐在用电高峰时段电力供应可能偏紧，蒙西和山西电力有一定富余，但由于外送通道能力有限，无法有效缓解区域内其他省级电网供应偏紧局面。

　　东北电网区域电力供应能力富余较多。预计2015年全社会用电量同比增长2.5%~3.5%，预期4170亿千瓦时，同比增长3.0%左右，最大用电负荷5820万千瓦，同比增长6.5%左右。综合考虑送受电力参与平衡后，预计东北区域内各省级电网电力供应能力均有富余。

　　华东电网区域电力供需平衡。预计2015年全社会用电量同比增长4.3%~5.3%，预期1.40万亿千瓦时，同比增长4.8%左右，最大用电负荷2.37亿千瓦，同比增长7.5%左右。综合考虑接受区域外电力参与平衡后，预计华东区域电力供需平衡，福建电力有一定盈余。

　　华中电网区域电力供需平衡。预计2015年全社会用电量同比增长3.7%~4.7%，预期1.03万亿千瓦时，同比增长4.2%左右，最大用电负荷1.61亿千瓦，同比增长7.0%左右。综合考虑送受电力参与平衡后，预计华中区域电力供需平衡，四川丰水期水电消纳压力较大。

　　西北电网区域电力供应能力富余较多。预计2015年全社会用电量同比增长6.5%~7.5%，预期5805亿千瓦时、同比增长7.0%左右，最大用电负荷7720万千瓦、同比增长8.0%左右。综合考虑送受电力参与平衡后，预计西北区域电力供应能力仍富余较多，主要是新疆、和甘肃电力供应能力富余，随着川藏500千伏联网工程和藏木水电站等项目陆续投产，电力供需形势将明显缓和。

　　南方电网区域电力供需平衡。预计2015年全社会用电量同比增长4.5%~5.5%，预期9970亿千瓦时，同比增长5.0%左右，最大用电负荷1.45亿千瓦，同比增长6.5%左右。综合平衡后，预计南方区域电力供需总体平衡，云南存在较大电力电量盈余，电力盈余700~1600万千瓦，汛期面临较大弃水压力；贵州电力有一定盈余；广东电力供需平衡，部分高峰时段电力供应可能偏紧；海南电力供应持续紧张，各月存在不同程度的电力缺口，最大缺口很可能超过2014年。

　　综合考虑经济、社会发展、电气化水平提高等影响因素和电力作为基础产业及民生重要保障的地位，对比分析世界发达国家用电需求发展历程，借鉴国内各机构预测，采取多种方法进行预测，未来电力需求推荐方案为：

　　2020年全国全社会用电量为7.7万亿千瓦时，人均用电量5570千瓦时，“十三五”年均增长5.5%左右，电力消费弹性系数为0.76；2030年全国全社会用电量为10.3万亿千瓦时左右，人均用电量7400千瓦时左右，2020～2030年年均增长3%左右，电力消费弹性系数为0.5左右；2050年为12～13万亿千瓦时，人均用电量9000千瓦时左右。

　　从电力需求地区分布上看，东部发展受两个主要因素影响，一是发挥西部资源优势，耗能产业逐步向西部转移；二是随着城镇化深化发展，人口继续向东中部地区特别是大中城市集中。综合两方面因素，未来西部地区用电需求预计将保持较快增长，增速快于中东部地区；但中东部地区受人口增加、电气化水平提高等因素影响，用电量也将平稳增长，中东部地区作为我国人口中心、经济中心和用电负荷中心的地位将长期保持。

　　对应于上述用电增长需求，预计全国发电装机到2020年需要19.6亿千瓦左右，2030年需要30.2亿千瓦左右，2050年需要39.8亿千瓦左右。其中，非化石能源发电所占比重逐年上升，2020年、2030年和2050年发电装机占比分别达到39%、49%和62%，发电量占比分别达到29%、37%和50%。到2050年，我国电力结构将实现从煤电为主向非化石能源发电为主的转换。

　　基于我国发电能源资源禀赋特征和用电负荷分布，统筹协调经济社会发展、生态文明建设、电力安全保障以及技术经济制约，电力发展应加快转变电力发展方式，着力推进电力结构优化和产业升级，始终节约优先，优先开发水电、积极有序发展新能源发电、安全高效发展核电、优化发展煤电、高效发展天然气发电，推进更大范围内电力资源优化配置，加快建设坚强智能电网，构建安全、经济、绿色、和谐的现代电力工业体系。

　　水电是技术成熟、出力相对稳定的可再生能源，在可靠性、经济性和灵活性方面具有显著优势，需要放在优先开发的战略上。

　　水电要绿色和谐开发，以大型为重点，大中小相结合，推进流域梯级综合开发；重视水电消纳市场研究，扩大水电资源配置范围；加快抽水蓄能电站发展，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再生能源发电的合理消纳。全国常规水电装机规划2020年达到3.6亿千瓦左右，开发程度67%；2030年达到4.5～5.0亿千瓦左右，开发程度超过80%，除外，全国水电基本开发完毕。抽水蓄能装机规划2020年、2030年和2050年分别达到6000万千瓦、1.5亿千瓦和3亿千瓦。

　　水电开发要着力解决统一认识难、统筹协调难、前期核准难、成本控制难、移民安置难“五难”问题。一是组建国家级水电开发委员会，加强统一规划和统筹协调管理力度，在2015年前完成西南水电合理开发时序规划研究。二是完善项目前期管理，争取2015年前颁布水电开发前期管理条例，2015年前确定乌东德、白鹤滩电站送电方向和开发时序，2015年前确定龙盘电站坝址方案。三是创新移民安置管理，争取2015年前制定出台移民安置管理办法，增加移民安置方式，调动地方积极性。四是建立水电开发影响全过程管理机制，加强投运后的实际影响监管，并将结果向社会公布。五是促进更大范围消纳水电，推广水电丰枯电价、峰谷电价。六是国务院责成有关部门加强水电开发相关知识普及和宣传，并进行绩效考核。

　　风电、太阳能发电发展要分散与集中、大中小相结合；加快提高技术和装备水平，力争到2020年我国风电产业处于世界领先水平，2020年我国太阳能发电产业达到世界先进水平，2030年力争处于世界领先水平；加快大型外送通道建设；合理布局建设调峰调频电源，研究应用储能技术。全国新能源发电装机规划2020年达到2.8亿千瓦，2030年达到6.7亿千瓦，2050年达到13.3亿千瓦。

　　新能源发电要着力解决缺乏清晰战略目标及发展径、缺乏统筹规划、缺乏项目统筹核准机制和法律法规政策有待完善、基础工作有待加强、设备性能和建设运行水平有待提高“三缺乏三有待”问题，贯彻落实《可再生能源法》，进一步完善相关机制。一是明确国家能源等主管部门、发电企业、电网企业、设备制造企业和行业协会责任，转变发展方式。从单纯追求“装机增长速度”向追求“质量与速度并重”转变，从单纯追求“集中大规模开发”向“分散与集中、大中小相结合”方向转变。发展目标要与国家财政补贴能力、全社会电价承受能力和电力系统消纳能力等相平衡。二是加强新能源发电科学统一规划，实现中央与地方的新能源发电规划、新能源发电规划与消纳市场、新能源发电规划与电网规划以及新能源发电规划与其他电源规划相协调。三是强化规划执行刚性，简化项目核准程序。2017年前全面推行新能源发电规划内项目公开招标制，通过市场机制选择投资主体。建立新能源发电项目和配套电网、调峰调频项目同步审批的联席会议制度。建立项目审批与电价补贴资金挂钩制度。四是健全和完善相关法律法规和政策体系。2015年前制定实施新能源发电辅助服务补偿和考核管理办法，制定合理的新能源发电送出工程电价政策，出台科学可行的调峰电源电价政策。2015年前出台简便易行的分布式电源并网管理办法。五是加强产业发展的基础工作。确保2017年前摸清家底，加强新能源发电的运行管理，健全和完善相关的标准体系，明确统计标准、加大统计力度。六是加快推进新能源发电产业技术升级。七是高度重视生态环保问题。

　　核电发展要高度重视核电安全，强化核安全文化；以“我”为主，明晰技术发展线；统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化；理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程；建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。核电装机规划2020年达到5800万千瓦左右，2030年达到2.0亿千瓦，2050年4.0亿千瓦。

　　安全高效发展核电需要解决好以下问题：一是加强核电安全的宣传教育，消除社会核安全恐惧心理，提高社会的安全意识和对核电发展的认同度。二是理顺管理体制，明晰核电发展战略，统筹做好核电发展规划。三是加快修订出台《核电管理条例》，加快制定《原子能法》和《核安全法》，健全核安全政策、法规与制度体系。四是统一技术线，加快形成与国际接轨的统一技术标准体系。五是健全国内核电工业体系，加快提高市场化、专业化程度。六是加快提升自主研发能力，提高自主化、本地化程度，提高成套设备设计制造能力。七是加快核电专业人员培养。

　　我国电源结构以煤电为主的格局长期不会改变，必须优化发展煤电，高度重视煤炭绿色发电，推行煤电一体化开发，加快建设大型煤电；严格控制东部地区新建纯凝燃煤机组；鼓励发展热电联产；大力推行洁净煤发电技术，加快现有机组节能减排，因地制宜、关停淘汰煤耗高、污染重的小火电。全国煤电装机规划2020年达到11亿千瓦，新增中煤电占55%；2030年达到13.5亿千瓦，新增装机主要在煤电；2050年下降到12亿千瓦。

　　煤电开发要优化煤电布局，在高度重视水资源制约及生态基础上，主要布局开发煤电。同时，要加强煤炭高效清洁利用，提高电煤比重。中国大量的煤炭被直接燃烧利用或者利用在控制水平低的行业，是造成燃煤常规污染物对影响和致霾的重要原因。例如，根据2013年统计年报，2013年火电厂二氧化硫脱除率为80.3%、非金属矿物制品业平均二氧化硫脱除率是14.8%、钢铁冶炼企业是27.6%，从效率上的差距可以看出，其他行业烧同重量的煤炭排放的二氧化硫至少是电力的3.6倍，甚至是5倍以上。

　　发达国家的经验就是将散烧煤进行集中燃烧，绝大部分用于电力来解决煤炭污染问题。如果中国能够达到世界平均水平(78%左右)，煤炭的污染问题就能完全有效解决。因此，加强煤炭高效清洁利用，提高电煤比重，是解决煤炭污染的关键。

　　天然气是清洁的化石能源，未来主要依靠进口增加供应，天然气发电成本远高于水电、核电和燃煤发电。高效发展天然气发电，要优先发展天然气分布式能源系统，因地制宜发展大型单循环燃气发电，适度发展大型联合循环燃气发电。全国天然气发电装机规划2020年1.0亿千瓦，其中分布式4000万千瓦；2030年装机2.0亿千瓦，其中分布式1.2亿千瓦；2050年装机3.0亿千瓦，其中分布式2.0亿千瓦。

　　天然气发电要研究制定全国统一的天然气发电价格补贴政策，加快制定天然气分布式发电管理办法和技术标准，充分发挥天然气发电的调峰优势，以解决天然气对外依存度不断提高、发电成本高和分布式发电发展滞后等问题。

　　我国未来电力需求分布呈西移北扩趋势，但负荷中心仍将集中在中东部地区。综合考虑我国电力负荷及电源布局，未来我国将形成大规模的西部、北部电源向中东部负荷中心送电的电力流格局。其中，西南水电、西部和北部煤电及风电通过跨区电网送入华北、华中、华东及南方电网负荷中心地区；周边发电资源丰富的俄罗斯、蒙古、中亚、东南亚等国家和地区就近向我国负荷中心地区送电。

　　预计2020年，我国跨区、跨国电网输送容量将占全国电力总负荷的25%～30%。2030年前后跨区、跨国电网输送容量占全国电力总负荷的30%以上。2030～2050年期间，全国跨区电力流规模仍有进一步增大的潜力。

　　立足自主创新，推广应用特高压等先进成熟输电技术，加快建设坚强跨区、跨国网架，促进大型能源集约化开发和高效利用，实现更大范围资源优化配置。2020年前后，建成福建与电网联网工程，实现与祖国联网。跨区电网结构增强，特高压交直流并举，相辅相成，满足大煤电、大水电、大核电和大可再生能源送出和大受端电网可靠运行需要。配电网结构增强，供电能力和供电可靠性得到大幅度提高。智能电网将为大型能源的集约化开发与能源外送，分布式电源、智能家电、电动汽车的广泛应用，以及为智能楼宇、智能社区、智能城市建设提供安全可靠的保障。各电压等级电网功能定位更加明确，结构坚强、发展协调，智能化关键技术和设备得到广泛应用，电力系统各环节基本实现智能化，各项技术经济指标和装备质量全面达到或领先于国际水平。

　　近些年来，发电设备利用小时特别是火电利用小时数下降，降低了电力行业资产利用效率和效益。究其原因，除电力供应宽松外，投产电源结构和布局不合理、调峰电源比例低也是重要原因。为此，在科学调控开工投产规模的同时，更应该：

　　1、提高电力系统调峰电源比重，减轻煤电机组深度调峰负担。煤电机组为快速发展的风电、太阳能发电等可再生能源承担深度调峰和备用功能，不但降低了火电资产利用效率和效益，还增加了火电机组的供电煤耗和污染物排放。无论是规划中，还是近些年电源项目安排上，应优先规划和核准建设调峰电源，提峰电源比重，从而提高各类型电力资产尤其是火电资产的利用效率和效益。

　　2、优先发展水电和核电，稳步提高非化石能源发电比重。在科学确定非化石能源发电比重目标下，如何优化非化石能源发电结构、提供全社会用得起的安全绿色电能，是“十三五”规划及其具体项目安排中亟需解决的重大课题。发展水电、核电与发展风电、太阳能发电相比，两者在绿色低碳(品质)上大致相同；在发电成本或上网电价(经济品质)上，前者明显优于后者；在电力负荷平衡中的发电装机容量利用率(容量品质)上，前者也明显优于后者。同时，当前电力供需总体宽松、利用小时数处于历史低位，但是未来5~10年发电装机需求仍有较大的发展空间，而水电和核电的建设周期为5年左右甚至更长。所以，优先发展水电和核电，既能够拉动经济发展，又能够有效规避当前供需宽松的困局，还能够确保电力结构绿色转型和保障电力中长期安全经济供应。

　　3、调整新能源发电思，提高新能源发电利用率。做好统筹规划，实现区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，做到国家与地方规划相统一，完善国家规划刚性实施机制。风电和光伏发电发展应集中与分散相结合原则，近中期优先鼓励分散、分布式开发。在落实消纳市场和输电通道，并且提前开工输电通道工程的条件下，有序推进集中式开发。

　　4、高度重视光热发电产业发展，优化新能源发电结构，提高新能源发电发展质量。光热发电与风电和光伏发电相比，具有并网友好、储热连续、发电稳定等优势，可以作为今后提高新能源开发质量的重要方向。

　　近年来，随着水电集中投产、风电快速发展，部分地区出现了“弃水”、“弃风”等现象，虽然、行业及企业采取了多项措施予以解决，但当前问题仍持续存在，西南水电“弃水”问题还尤为突出。为此：

　　1、国家有关部门应尽快协调有关地方，统筹考虑西南水电等可再生能源的开发及市场消纳。

　　2、加快清洁能源的跨省区输电通道建设，尽快核准开工建设西南水电外送通道，确保现有电源过剩能力得到更大范围消纳、新增电源能及时送出。

　　3、严格控制电力富余较多地区的电源开工规模，以集中消化现有电力供应能力。对“弃水”严重的地区严格控制风电、太阳能发电等开发进度，对电力大量富余的东北地区严格控制包括煤电、风电在内的电源开工规模。

　　4、加快配电网建设和智能化，鼓励储能技术参与辅助服务，提高电力系统对分布式能源的消纳能力。

　　(三)加快理顺电价、热价形成机制，促进解决水电大省煤电企业以及北方热电联产企业供热普遍亏损问题

　　1、考虑云南、四川等水电大省火电机组长期承担电网调峰作用、利用小时数偏低、亏损严重及企业经营状况持续恶化等实际问题，尽快研究这些省份的火电价格形成机制；在地区内开展水、火电企业发电权交易，建立健全水电与火电互补机制， 尽快研究两部制电价。

　　2、加快建立调峰调频等辅助服务电价机制，以解决受电大省、可再生能源发电大省的火电机组深度调峰调频及旋转备用合理补偿问题。

　　3、针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的长期困难，国家有关部门加快研究分析热电联产企业亏损原因，出台支持热电联产健康发展的有效措施；在政策出台前，对热价倒挂严重、亏损严重的供热电厂予以财政补贴，同时给予热电联产企业供热业务环保热价补贴政策。

　　电力用户与发电企业直接交易试点是深化电力体制的一项重要内容，对深化电力体制有着重要意义。近年来，各地在推进电力用户直接交易试点方面进行了大胆探索和有益尝试，并取得了一定成效，但在部分地区试点中也出现了地方行政干预电力直接交易，变相扶持不符合国家产业政策的产业，加剧产能过剩，直接交易电量比重过大，造成电力企业单边让利等突出问题，不利于电力企业可持续发展，长期来看更有可能影响电力系统安全稳定运行。为此：

　　1、加快出台国家电力体制指导意见，在指导意见及其细则正式出台前，国家有关部门尽快完善相关政策，合理规范电力用户直接交易，对直接交易规则的关键点出台指导意见，并加以明确引导，使各地方制定的直接交易规则更公平合理，操作过程更加规范科学，逐步建立公开、、公平的直接交易市场。

　　2、各地应按照积极稳妥、实事求是、循序渐进、兼顾长远、重视安全的原则，考虑当地经济发展、企业科学发展、电力系统安全等因素，根据当地需要和企业承受能力合理确定直接交易的电量规模比例，待取得经验和相应政策配套后，再逐步扩大规模和范围。

　　3、国家有关部门要加强对电力用户直接交易的监管，对地方直接指定交易对象、电量、电价等非市场行为及时纠正，对不符合国家产业政策及淘汰类产品、工艺的直接交易电力用户及时清理。

　　1、科学分析煤电对灰霾的影响。科学的标准、技术规范、评价指标体系是构成我国污染物控制的基础。目前《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)已经达到世界最严，严格实施标准就应能达到预期的效果。应科学分析灰霾成因及电煤(而不是笼统的所有燃煤)大气污染物排放影响占空气中PM2.5浓度的比重(而不是排放量占比)，对症治霾，避免找错方向延误治霾时机。从火电厂大气污染物排放控制历程看，煤电各项污染物排放大幅度下降的近几年，灰霾天气反而严重，说明了一再加强火电厂污染控制并不能有效解决雾霾。火电项目都是通过了严格的项目影响评价审批后建设的，加之火电厂污染物高烟囱排放特性(同等数量的污染物，电厂排放由于远离城市和扩散稀释作用大，与地面源及低矮排放源相比，影响最低)，煤电已经不是致霾的主因，对此要有的认识。

　　2、加快技术创新，推广低成本污染控制技术。提高污染物去除效率、降低污染控制成本和体现节能减碳等综合效益的污染控制技术是环保产业和电力行业不断追求的目标。当前仍需技术创新、依靠科技进步提高污染控制水平、降低控制成本。如完善现有技术，优化系统配置以降低环保设施运行成本；研发更高效率和更低成本的脱硫技术；突破燃烧无烟煤的W火焰炉和燃烧贫煤锅炉低氮的技术；加强对增加烟气脱硝之后锅炉稳定运行的研究。

　　3、加强依法监督。党的十八届四中全会《中央关于全面推进依国若干重大问题的决定》提出“依国”的全面要求。对于企业污染物控制而言，企业要依法运营、达标排放，同时也要求有关部门依法行政，不要在法律授权外干预企业生产经营。科学制定污染物排放标准，加大对企业达标排放的监督管理力度，是促进生态文明建设的最有效手段。以深化市场化的原则和思重建或理顺现行管理制度，全面简化总量控制、环评审批、排污许可、“三同时”等对同一污染物排放行为的多重管理的。