中国电力工业现状与展望（上）

一、电力工业发展现状

(一)2014年电力工业发展情况

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路长度36085千米，同比减少2842千米;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，随着西南水电基地溪洛渡、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、内蒙古、山西、宁夏、河北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%，其中内蒙古和甘肃分别达到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、江苏和内蒙古也高于全国平均水平，而贵州、辽宁、山东、黑龙江、甘肃和吉林低于1800小时，其中甘肃和吉林分别仅有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，吉林、黑龙江、河北、内蒙古和宁夏降幅超过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，内蒙古和江苏超过200万千瓦，宁夏和河北超过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%。

3、核电投资同比继续负增长，全年新投产核电装机规模创年度新高

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。

4、火电发电量同比负增长，利用小时创新低

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、贵州和西藏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、河北、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，宁夏达到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、江苏和河北超过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、吉林、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、四川和北京降幅超过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路投产后受入电量大幅增加的原因。

5、跨省区送电量保持快速增长

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(江)±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，内蒙古送出电量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%;宁夏送出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%。

6、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

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%。煤炭产能继续释放，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限制，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。

(二)2014年电力供需情况分析

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显现。

1、电力消费需求增速创1998年以来新低

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)。

2、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%，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)。

3、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%，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%)。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显现。

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，北京、天津和河北用电量增速均低于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天数比上年同期多)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%)、西藏(10.9%)和内蒙古(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、黑龙江和吉林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。

6、全国电力供需分析

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。

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，河北南网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(主要是吉林水电减发较多，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1.3亿千瓦，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月西藏日最大错峰负荷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。

(三)煤电清洁发展现状及问题 1、煤电清洁发展现状

(1)煤电结构进一步优化

2014年，火电结构进一步优化，技术水平进一步提高。高参数、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)。

(2)供电煤耗持续下降

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)。

(3)污染物减排能力进一步增强

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改造，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改造机组上大规模应用。同时，通过优化现有脱硫吸收塔内流场、改造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改造。经中电联初步测算，仅2014年脱硫、脱硝、除尘建设和改造费用超过500亿元，每年用于煤电环保设施运行的费用超过800亿元。

(4)大气污染物排放总量大幅下降

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)，随着现役机组达标改造完成，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》规定的电力二氧化硫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)。

(5)节能减排管理水平稳步提高

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改造和电力生产全过程，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，保证机组优化运行，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，保证机组在最佳状态运行。

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

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、反映企业诉求、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《燃煤电厂除尘技术路线指导意见》，提出了除尘技术路线选择的基本原则、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。

(6)单位发电量二氧化碳排放量持续下降

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)。

2、煤电清洁发展面临的问题

(1)煤电大气污染物减排的边际成本增大

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，环境保护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改造;9月12日，发改委、环保部、能源局印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(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改造，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)。多个超低排放改造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，比起特别排放限值规定，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，致使超低改造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)改造后投入运行。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、辅机改造、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。在面对超低排放改造新要求时，大量煤质难以保障、场地受限、技术路线选择困难的电厂实现超低排放改造的困难很大。

(2)排放标准考核方法使企业违法风险增大

《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，有的地方政府按小时均值考核，也有按4小时均值，或日均值、或周均值考核的。

2014年3月，国家发展改革委、环境保护部印发了《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，同时规定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。

(3)煤电提效空间越来越小

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改造，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改造，现役煤电机组的经济节能降耗潜力很小(再改造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60万千瓦机组脱硫改造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，环保改造影响供电煤耗1.2克/千瓦时以上。