电力供需情况报告Word下载.docx

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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月份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偶然因素相互叠加的结果。

从偶然因素看，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。

图12013、2014年电力消费结构对比情况图

（一）城乡居民生活用电量增速比上年大幅回落

2014年，城乡居民生活用电量同比增长2.2%，增速回落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。

（二）第三产业用电量增速比上年回落，信息业消费持续保持旺盛势头

2014年，第三产业用电量同比增长6.4%，增速回落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。

（三）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显现

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%）。

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%。

制造业用电增长4.5%，其中，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；

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显现。

（四）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

东部地区用电同比增长3.5%，增速回落3.1个百分点；

主要受气温因素影响，中部地区用电同比增长1.7%，回落5.2个百分点，是增速回落幅度最大的地区；

西部地区用电同比增长6.4%，增速仍领先于其它地区，但受高耗能行业用电增速放缓影响，增速同比回落4.5个百分点；

东北地区用电同比增长1.7%,在各地区中最低,增速同比回落2.6个百分点。

图22013、2014年各地区用电量增长情况图

二、电力供应充足。

非化石能源发电量快速增长；

火电发电量近40年来首现负增长，设备利用小时创15年来新低

全国基建新增发电装机10350万千瓦，其中非化石能源发电装机5702万千瓦。

年底全国全口径发电装机容量13.6亿千瓦，同比增长8.7%，我国人均发电装机首次达到1千瓦；

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%。

全年全口径发电量5.55万亿千瓦时，同比增长3.6%，其中非化石能源发电同比增长19.6%，其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，同比降低235小时。

（一）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

年底全口径水电装机3.0亿千瓦（其中抽水蓄能2183万千瓦），同比增长7.9%，年底常规水电在建规模大幅萎缩至不足3000万千瓦。

全年发电量1.07万亿千瓦时，同比增长19.7%，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。

（二）风电投资大幅增长，设备利用小时同比降低

新增并网装机2072万千瓦，年底全国并网风电装机9581万千瓦，同比增长25.6%。

发电量同比增长12.2%，主要受来风少、风速下降影响，设备利用小时1905小时，同比降低120小时。

（三）并网太阳能发电装机容量及发电量大幅增长

年底全国并网太阳能发电（绝大部分为光伏发电）装机2652万千瓦，同比增长67.0%，其中甘肃、青海和新疆超过300万千瓦。

全年发电量231亿千瓦时，同比增长170.8%。

（四）核电新投产装机规模创年度新高

全国新投产核电机组5台、547万千瓦，年底核电装机1988万千瓦，同比增长36.1%。

全年发电量同比增长13.2%，设备利用小时7489小时，同比降低385小时。

（五）火电发电量同比负增长，利用小时创新低

全年新增火电装机4729万千瓦，年底全口径火电装机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%。

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，火电发电量同比下降0.7%，自1974年以来首次出现负增长；

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。

（六）跨省区送电量保持快速增长

全年跨区送电量2741亿千瓦时，同比增长13.1%，其中，新投产的溪（洛渡）浙（江）、哈（密）郑（州）±

800千伏特高压直流工程分别送电251和130亿千瓦时；

跨省输出电量8420亿千瓦时，同比增长10.8%，其中南方电网区域“西电东送”电量同比增长31.1%，三峡电站送出电量同比增长19.3%。

（七）电煤供应持续宽松，发电用天然气供应总体平稳但部分企业亏损加重

全年国内煤炭市场供应充足，电煤供应持续宽松。

一季度部分地区天然气发电供气受限，二、三季度形势缓和，四季度总体平稳，但部分天然气发电厂因存量气价再次上调而亏损加重。

三、全国电力供需总体宽松

2014年，全国电力供需总体宽松，东北和西北电网区域供应能力富余较多，华中、华东和南方电网区域供需总体平衡，华北电网区域供需总体平衡、部分地区偏紧。

省级电网中，受机组环保改造、气温、局部电网受限等因素影响，山东、河北、天津、江苏、安徽、福建、河南、陕西、西藏和海南在部分时段有一定错峰。

四、有关建议

（一）加快优化调整电源结构与布局，提高电力资产利用效率和效益

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，一是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，提高调峰电源比重，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。

二是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（环境品质）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困局，且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。

三是调整新能源发电思路，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坚持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。

四是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。

（二）加快跨省区送电通道及配网建设，尽早解决“弃水”、“弃风”问题

近些年来，政府、行业及企业已经采取了多项措施，并且取得了一定成效，但西南水电“弃水”和三北风电基地“弃风”问题仍然存在。

为此建议，一是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。

二是加快清洁能源基地的跨省区输电通道建设，尽快核准开工建设西南水电基地外送通道，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。

三是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。

四是加快配电网建设和智能化改造，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

一是建议在云南、四川等水电大省开展火电两部制电价改革试点，建立健全水电与火电互补机制，以解决这些省份的火电机组因长期承担电网调峰，而造成设备利用小时偏低、亏损严重等长期性问题。

二是针对华北、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，建议国家有关部门加快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，同时实行环保改造热价政策。

（四）进一步加强对电力用户直接交易的监管

电力用户与发电企业直接交易试点是深化电力体制改革的一项重要内容，对深化电力体制改革有着重要意义。

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政府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问题比较突出，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。

为此建议，一是加快出台国家电力体制改革指导意见，在改革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规定，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，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、公正、公平的直接交易市场。

二是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，逐步扩大规模和范围。

三是国家有关部门加强对电力用户直接交易的监管，对地方政府直接指定交易对象、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。

文稿提供：

中国电力企业联合会

核稿人：

国家统计局工业司张卫华、刘玉麒