随着我国经济发展进入新常态，电力生产消费也呈现新常态特征。电力供应结构持续优化，电力消费增长减速换档、结构不断调整，电力消费增长主要动力呈现由高耗能向新兴产业、服务业和居民生活用电转换，电力供需形势由偏紧转为宽松。 　　2015年，受宏观经济尤其是工业生产下行、产业结构调整、工业转型升级以及气温等因素影响，全社会用电量同比增长0.5%、增速同比回落3.3个百分点，第二产业用电量同比下降1.4%、40年来首次负增长。固定资产投资特别是房地产投资增速持续放缓，导致黑色金属冶炼和建材行业用电同比分别下降9.3%和6.7%，两行业用电下降合计下拉全社会用电量增速1.3个百分点，是第二产业用电量下降、全社会用电量低速增长的主要原因；两行业带动全社会用电增速放缓的影响明显超过其对经济和工业增加值放缓产生的影响，这是全社会用电增速回落幅度大于经济和工业增加值增速回落幅度的主要原因。四大高耗能行业用电量比重同比降低1.2个百分点，第三产业和城乡居民生活用电比重同比分别提高0.8个和0.6个百分点、分别拉动全社会用电量增长0.9和0.6个百分点，反映出国家经济结构调整效果明显，工业转型升级步伐加快，拉动用电增长的主要动力正在从传统高耗能产业向新兴产业、服务业和生活用电转换，电力消费结构在不断调整。全年新增发电装机容量创历史最高水平，年底发电装机达到15.1亿千瓦、供应能力充足，非化石能源发展迅速、年底非化石能源发电装机比重提高到35.0%；火电发电量负增长、利用小时降至4329小时。全国电力供需进一步宽松、部分地区富余。 　　展望2016年，预计宏观经济增速总体将呈现稳中缓降态势，电力消费增速将维持低速增长；全年新增装机1亿千瓦左右，预计年底发电装机容量将达到16.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机比重进一步提高至36%左右；全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩。火电设备利用小时进一步降至4000小时左右，加之燃煤发电上网电价下调、部分省份大用户直接交易操作过程中降价幅度较大，都将是大幅压缩煤电企业利润的因素。 　　一、2015年度全国电力供需状况 　　（一）电力消费减速换档、消费结构不断调整、消费增长主要动力转化，电力消费反映经济新常态特征 　　2015年，全国全社会用电量5.55万亿千瓦时，同比增长0.5%，增速同比回落3.3个百分点，“十二五”时期，全社会用电量年均增长5.7%，比“十一五”时期回落5.4个百分点，电力消费换档减速趋势明显。2015年电力消费增速放缓是经济增速放缓、经济结构优化等必然因素和气温等随机偶然因素共同作用、相互叠加的结果。分析具体原因： 　　一是宏观经济及工业生产增长趋缓，特别是部分重化工业生产明显下滑的影响。市场需求增长乏力，工业增加值和固定资产投资增速放缓，房地产市场低迷，钢铁、建材等部分重化工业行业明显下滑，如粗钢、生铁、水泥和平板玻璃产量同比分别下降2.3%、3.5%、4.9%和8.6%。二是产业结构调整和工业转型升级影响。国家推进经济结构调整和工业转型升级取得成效，高新技术行业比重上升，高耗能行业比重下降，单位GDP电耗下降、电能利用效率提升。三是气温因素影响。大部分地区冬季偏暖、夏季气温偏低，抑制用电负荷及电量增长。四是电力生产自身耗电减少的影响。全国跨省区输送电量增速大幅回落、线损电量同比下降3.7%，火电发电量负增长导致火电厂厂用电量增速回落。 　　电力消费主要特点有： 　　一是电力消费结构不断调整，四大高耗能行业比重下降。第三产业和城乡居民生活用电量比重分别比上年提高0.8和0.6个百分点，分别比2010年提高2.2和1.0个百分点；第二产业用电量比重分别比上年和2010年降低1.4和2.7个百分点，其中四大高耗能行业（化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼）用电量比重分别降低1.2和2.0个百分点，反映出国家结构调整和转型升级效果显现，且2015年步伐明显加快。 　　二是第二产业及其工业用电量负增长，黑色金属冶炼和建材行业用电量大幅下降是最主要原因。第二产业及其工业、制造业用电同比均下降1.4%，其中四大高耗能行业合计用电同比下降3.4%，各季度增速依次为-1.3%、-1.7%、-3.6%和-6.6%，四季度降幅明显扩大，直接带动当季全社会用电量负增长；受固定资产投资增速回落特别是房地产市场低迷等因素影响，黑色金属冶炼和建材行业用电同比分别下降9.3%和6.7%，增速同比分别回落10.9和12.2个百分点，两行业合计下拉全社会用电量增速1.3个百分点，是全社会用电增速明显回落(若扣除这两个行业，则全社会用电量增长2.2%)、第二产业及其工业用电负增长的主要原因；可见，高耗能行业快速回落导致全社会用电增速明显放缓，其对电力消费增速放缓产生的影响明显超过其对经济和工业增加值波动的影响，这也是全社会用电量增速回落幅度大于经济和工业增加值增速回落幅度的主要原因。“十二五”时期，建材、有色金属冶炼和黑色金属冶炼行业用电年均增速分别比“十一五”回落7.5、10.5和11.5个百分点，回落幅度远大于其他制造业行业，这既是全社会用电增速换挡的最主要原因，也反映出传统工业结构在持续调整。 　　三是第三产业和城乡居民生活用电增速同比提高，电力消费增长动力正在转换。随着第三产业蓬勃发展、城镇化及居民用电水平提高，第三产业和城乡居民生活用电同比分别增长7.5%和5.0%，增速同比分别提高1.1和2.8个百分点，分别拉动全社会用电量增长0.9和0.6个百分点，“十二五”时期用电年均增速分别高于同期第二产业增速4.8和2.4个百分点，显示出拉动用电增长的主要动力正在从高耗能产业向第三产业和生活用电转换。第三产业中的信息化产业加快发展，带动信息传输计算机服务和软件业用电增长14.8%。 　　四是东部地区用电增速最高、用电增长稳定作用突出,西部地区增速回落幅度最大。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长0.8%、0.2%、0.8%和-1.7%，增速同比分别回落2.7、1.5、4.0和3.4个百分点。东部地区用电在各地区中增速最高，其用电增长拉动全国用电增长0.4个百分点，是全国用电增长的主要稳定力量。西部地区用电回落幅度最大，四个季度用电增速依次为1.9%、3.3%、0.7%和-2.8%，下半年以来增速逐季回落，第四季度出现负增长、且降幅为各地区中最大；在产业结构调整升级、国内外经济增长缓慢、大宗商品市场持续低迷的环境影响下，高耗能行业用电增速回落，是西部地区用电量增速大幅回落的最主要原因，对全国用电增速回落的影响也很大。 　　（二）电力供应能力充足，非化石能源发电快速发展、发电生产结构持续优化，火电设备利用小时创新低 　　2015年，全国主要电力企业合计完成投资8694亿元、同比增长11.4%。其中，为贯彻落实《配电网建设改造行动计划(2015～2020年)》等文件要求，提升电网配电能力，电网公司进一步加大电网基础设施投资力度，全年完成电网投资4603亿元、同比增长11.7%；完成电源投资4091亿元、同比增长11.0%。全国净增发电装机容量1.4亿千瓦，创年度投产规模历史新高，其中风电新增投产超预期、达到历史最大规模。2015年底全国全口径发电装机容量15.1亿千瓦、同比增长10.5%。年底全口径发电量5.60万亿千瓦时、同比增长0.6%。全国发电设备利用小时3969小时、同比降低349小时，已连续三年下降。2015年，非化石能源发电装机容量和发电量占比分别比2010年提高8.1和8.3个百分点，电力供应结构逐年优化。 　　电力供应主要特点有： 　　一是水电投资连续两年下降，水电发电量较快增长，设备利用小时保持较高水平。“十二五”期间水电新开工规模明显萎缩，随着西南大中型水电项目相继投产，年底全国主要发电企业常规水电在建规模仅有3200万千瓦，全年水电投资同口径同比下降17.0%，已连续两年下降，预计未来几年水电新增规模较小。年底全口径水电装机容量3.2亿千瓦，发电量1.11万亿千瓦时、同比增长5.1%；设备利用小时3621小时，为近二十年来的年度第三高水平（2005年、2014年分别为3664和3669小时）。 　　二是并网风电、太阳能装机及发电量快速增长。主要受2016年初风电上网电价调整预期影响，2015年基建新增并网风电装机再创新高，年底全国并网风电装机容量1.3亿千瓦，“十二五”时期风电爆发式增长，累计净增容量近1亿千瓦；全年发电量1851亿千瓦时、同比增长15.8%，利用小时1728小时、同比降低172小时。近几年国家密集出台了一系列扶持政策，极大促进了太阳能发电规模化发展，东部地区分布式光伏在加快增长，西北地区光伏大基地呈规模化增加，这是“十二五”期间新能源建设发展的亮点。受当地市场需求疲软、消纳压力较大等因素影响，西北、东北部分风电和太阳能比重较高省份“弃风”、“弃光”问题比较突出。 　　三是核电投产规模创年度新高，发电量高速增长。全年净增核电机组600万千瓦，年底核电装机容量2608万千瓦、同比增长29.9%。“十二五”时期，核电装机容量净增1526万千瓦、年均增长19.2%。全年核电发电量同比增长27.2%，设备利用小时7350小时、同比降低437小时。 　　四是火电装机大规模投产，发电量连续两年负增长，利用小时创新低。全年净增火电装机7202万千瓦（其中煤电5186万千瓦），为2009年以来年度投产最多的一年，年底全国全口径火电装机9.9亿千瓦（其中煤电8.8亿千瓦、占火电比重为89.3%），同比增长7.8%。全口径发电量同比下降2.3%，已连续两年负增长。火电发电设备利用小时创1969年以来的年度最低值4329小时，同比降低410小时。火电设备利用小时持续下降，主要是电力消费增速向下换挡、煤电机组投产过多、煤电机组承担高速增长的非化石能源发电深度调峰和备用等功能的原因，此外，火电中的气电装机比重逐年提高，也在一定程度上拉低了火电利用小时。但是从火电占比、机组出力、负荷调节等特性，以及电价经济性等方面综合评价，火电在电力系统中的基础性地位在短时期内难以改变。 　　2015年，全国6000千瓦及以上电厂火电机组供电标准煤耗315克/千瓦时、同比降低4克/千瓦时，显著超额完成国家《节能减排“十二五”规划》确定的2015年325克/千瓦时的规划目标。 　　五是跨省区送电量增速大幅回落。2015年，全国跨区、跨省送电量同比分别增长2.8%和-1.8%，增速同比分别回落10.3和12.6个百分点，跨区送电量增长主要是前两年投产的特高压直流工程新增送出，如锦苏直流、宾金直流、哈郑直流送电分别增长8.2%、32.7%和92.7%。南方电网区域西电东送电量同比增长9.8%。三峡电站送出电量同比下降12.0%。 　　六是电煤供应持续宽松，发电用天然气供应总体平稳。国内煤炭市场需求下降，煤炭供应能力充足，电煤消费已经连续两年负增长，电煤供需总体宽松。全国天然气消费需求增长明显放缓，天然气发电供气总体有保障，气价下调一定程度上缓解了天然气电厂经营压力，但仍有部分气电企业亏损。 　　（三）全国电力供需进一步宽松、部分地区富余 　　2015年，全国电力供需进一步宽松、部分地区富余。东北和西北区域供应能力富余较多，华北电力供需总体平衡略宽松，华东、华中和南方区域电力供需总体宽松、部分省份富余，省级电网中，山东、江西、河南、安徽个别时段存在错峰，海南8月前电力供应偏紧。 　　二、2016年全国电力供需形势预测 　　（一）电力消费仍将保持低速增长 　　2016年，宏观经济增速总体将呈现稳中缓降态势，总体判断用电需求仍较低迷。但受低基数等因素影响，预计拉低2015年用电量增长的建材和黑色金属冶炼行业用电量降幅在2016年将收窄；受经济转型驱动，信息消费、光伏扶贫、城镇化发展等因素也会继续拉动第三产业和居民生活用电量保持较快增长；工商业销售电价下调以及电力用户直接交易，降低了用电企业生产成本，有助于改善企业经营，增加电力消费;部分地区推行电能替代既能促进大气污染防治和节能减排，也能促进电力消费增长。综合判断，在考虑常年气温水平的情况下，预计2016年全社会用电量同比增长1%-2%（在电量低速增长情况下，如果气温波动较大，其对全社会用电量增幅的影响程度可能达到1个百分点左右）。 　　分产业看，预计第一产业用电在常温气候条件下维持2015年中低速增长水平。第二产业用电受到部分行业尤其是重化工业产能过剩、国家加大节能减排力度、推动传统产业技术升级等综合因素的影响，但考虑到建材、黑色金属冶炼行业用电量降幅收窄，预计第二产业用电量降幅将比2015年收窄。第三产业在国家转型升级、积极推进“大众创业、万众创新”、培育信息消费，以互联网、大数据等新一代信息技术为主要代表的信息化加快发展等因素带动下，用电继续保持较快增长，预计用电量增速与2015年总体持平。城乡居民生活用电平稳增长，预计增速与2015年总体持平。 　　（二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高 　　预计全年新增发电装机1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机5200万千瓦左右；年底全国发电装机达到16.1亿千瓦、同比增长6.5%左右，其中水电3.3亿千瓦、核电3450万千瓦、并网风电1.5亿千瓦、并网太阳能发电5700万千瓦左右，非化石能源发电装机比重提高到36%左右。 　　（三）全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩 　　综合平衡分析，预计全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩。其中，东北和西北区域电力供应能力过剩较多，华北区域电力供需总体平衡、部分省份富裕，华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、多个省份富余。按照全社会用电量增速1%-2%的中值测算，预计全年发电设备利用小时3700小时左右，其中火电设备利用小时4000小时左右。 　　三、有关建议 　　（一）严格控制电源新开工规模，合理压缩投产规模，优化增量结构，促进电力行业科学发展 　　随着我国经济发展进入新常态，能源电力需求增速放缓，预计“十三五”前中期电力供需将延续总体富余、部分地区明显过剩的格局，电力行业发展将面临严峻挑战。必须努力践行创新、协调、绿色、开放、共享五大发展理念，加快转变电力发展方式，做优增量，把行业发展主要依靠外延式扩张转变为主要依靠创新和深化改革来推动。建议：一是严格控制电源新开工规模，合理压缩投产规模。要结合当前及“十三五”期间电力消费增速向下换挡的实际，科学确定和严格控制电源新开工规模，集中消化好现有过剩能力。相关政府部门既要严格控制煤电开工规模，也要适当控制具有明显随机性、间歇性、波动性特征的风电和光伏发电的开发节奏，以避免过快发展造成发电能力过剩加剧、行业资产利用效率下降和可再生能源电价附加上调压力加剧；要坚持地区环保约束、大范围资源优化配置以及市场公开竞价相结合的原则，取消一批不具备核准条件的煤电项目，暂缓一批已核准项目开工，避免进一步加剧发电市场过剩。发电企业更要严格控制电源新开工规模，尤其在电力过剩明显地区，缓建一批已核准项目，对于部分已开工项目，具备条件的也可研究推迟或停建，合理压缩投产规模，做好风险防控。二是提高调峰电源比重。在严格控制电源开工规模情况下，加快抽水蓄能等调峰电源建设，建议将部分有条件的煤电机组改造为调峰机组（并建立相应调峰辅助服务电价机制），提升电力系统综合调峰能力，既能提高可再生能源发电消纳能力，也能提升高参数大容量煤电机组运行效率，从而提高全行业乃至全社会资产利用效率和效益。三是优先开工水电和核电项目。相比风电和太阳能风电，水电和核电不仅同样具有良好绿色低碳性能，还有发电成本相对较低和发电容量效用高的比较优势，在严格控制电源总开工规模情况下，可有序开工这两类项目，为拉动和稳定经济增长、促进电力结构绿色转型和低碳发展、保障电力中长期安全经济供应发挥作用。四是加快清洁能源基地外送电通道建设以及城乡配电网建设改造。经济低谷时期电力投资是拉动社会经济增长的重要动力，同时也超前储备了经济发展的电力保障基础条件；清洁能源基地外送电通道以及城乡配电网建设改造，一方面是扩大西部清洁能源在东中部的消纳市场，另一方面，配电网升级建设改造，可以满足人民生活的电能替代需求，兼顾电动汽车、充电桩以及分布式能源快速发展的接入要求。 　　（二）远近结合、多措并举，加快解决“弃水”、“弃风”、“弃光”问题 　　电力建设发展具有较长的周期性和路径依赖，要加快解决电力系统运行中存在的突出问题，从行业全局来统筹协调已建发电设施的合理运行问题。从长远看，一方面要强化电力统一规划，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，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，健全国家规划刚性实施机制；另一方面要调整新能源发电发展思路，风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，鼓励中东部地区分散、分布式开发。更重要的是要在电力系统运行中采取综合性解决措施：一是建设跨区跨省通道，扩大可再生能源发电消纳市场。要结合规划尽快提出云南、四川和“三北”地区等可再生能源基地的跨省区消纳输电通道。二是优化系统调度运行，提高跨省区输电通道利用效率，在更大范围内解决弃水弃风弃光问题。三是建立系统调峰调频等辅助服务补偿机制或辅助服务市场，调动各类机组参与辅助服务市场的积极性，提高系统对非化石能源发电消纳能力。四是加快实施电能替代，采取灵活电价机制等手段挖掘需求侧潜力，实现电力增供扩销，千方百计提高消纳可再生能源发电能力。 　　（三）坚持开放发展，推动与周边国家的电网互联互通 　　一是统筹利用国内国际两种资源、两个市场，加强与“一带一路”周边和沿线国家及地区的电力合作，促进特高压输电以及核电、火电、水电“走出去”，带动相关装备、技术、标准和管理“走出去”。二是在加快建设中国能源互联网的同时, 积极推动中国与周边国家的电网互联互通。三是积极参与全球能源电力治理，主动参与相关国际标准制定，加强能源电力信息统计能力建设和电力信息交流。 　　（四）科学推进电力行业节能减排工作 　　一是统筹规划减碳、节能、节水、污染物控制目标和措施，注重整体效益的提高。二是加快建立电力排污许可管理制度，进一步规范煤电污染物管控方式。三是持续提高煤炭转换为电力的比重，加快以电代煤、以电代油步伐，进一步降低散烧煤炭对环境的影响。四是在推进煤电超低排放改造专项行动中，要加快完善超低排放监测、监管、技术标准体系，企业要高度重视超低排放改造的可靠性、稳定性和经济性，因地、因厂、因煤制宜选择环保设施改造技术路线，科学合理安排改造周期，保障环保设施改造质量。 附表1 2015年及“十二五”时期电力工业发展有关 主要指标增速情况 附表2 2010、2015年电力工业有关结构及相关指标 变化情况

　　上半年，受工业用电量下行、产业结构调整以及气温降水等因素影响，全社会用电量同比仅增长1.3%, 但二季度各月增速逐月小幅回升；第二产业用电量同比下降0.5%，其中黑色金属冶炼和建材行业用电量增速同比分别回落8.2和15.7个百分点，是第二产业用电量下降的主因；第三产业用电量增长8.1%，其中信息业消费持续保持旺盛势头；城乡居民生活用电量增长4.8%，其中二季度增长7.4%、增速环比提高4.8个百分点。6月底发电装机容量接近14亿千瓦、电力供应能力充足，非化石能源发电量同比增长16.0%，火电发电量连续12个月同比下降、设备利用小时同比降幅持续扩大。全国电力供需更为宽松，运行安全稳定。 　　下半年，全国电力消费增速有望回升，预计全年全社会用电量同比增长2%-4%。全年新投产发电装机超过1亿千瓦，年底发电装机容量14.7亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机容量比重提高至35%左右。预计全国电力供需形势更为宽松；全国火电设备利用小时将跌破4500小时，创新低。 　　一、上半年全国电力供需状况 　　（一）电力消费增速明显回落，但二季度各月增速连续小幅回升。上半年全国全社会用电量2.66万亿千瓦时、同比增长1.3%，为2010年以来同期最低，增速同比回落4.0个百分点。主要原因：一是宏观经济及工业生产增长趋缓，特别是部分重化工业生产明显下滑的影响。当前市场需求增长乏力，工业生产及固定资产投资增速放缓，房地产市场持续低迷，企业限产、停产增多,尤其是部分产能过剩矛盾突出的重化工业下滑更为明显。由于重化工业用电量占比远远超过其增加值占比，重化工业回落带动全社会用电量回落幅度明显超过GDP及工业增加值回落幅度。二是气温、降水因素影响。一季度前三个月全国平均气温均比常年同期偏高1.5℃以上，而5、6月份全国平均降水量分别比常年同期偏多15.1%和5.5%，影响到一季度采暖负荷以及二季度降温负荷的增长。三是产业结构调整影响。国家持续推行转方式、调结构产业政策，节能减排力度加大，电能利用效率提升。四是电力生产自身消耗减少的影响。上半年线损电量同比下降5.6%，火电发电量负增长导致火电厂用电量增速同比回落5.1个百分点。 　　二季度，全社会用电量同比增长1.7%，增速环比提高0.9个百分点；各月增速分别为1.3%、1.6%和1.8%，自3月用电增速出现阶段性底部以来连续3个月小幅回升。 图1 2010-2015年上半年全社会及各产业用电量增长情况图 　　电力消费结构继续优化。第三产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量比重同比分别提高0.8和0.4个百分点，第二产业比重降低1.2个百分点，其中四大高耗能行业（化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼）用电量比重为30.8%，同比降低0.9个百分点。 　　第二产业及其工业用电量负增长，黑色金属冶炼和建材行业用电量大幅下降是主因。上半年，第二产业用电量同比下降0.5%，其中工业用电同比下降0.4%，是全社会用电量低速增长的主要原因。受固定资产投资增速持续放缓特别是房地产市场低迷，以及部分地区推进节能减排、加大淘汰落后产能等因素影响，黑色金属冶炼和建材行业用电量同比分别下降6.5%和6.4%，增速同比分别回落8.2和15.7个百分点，两个行业合计用电量增长对全社会用电量增长的贡献率为-83.1%。若扣除这两个行业，则全社会用电量同比增长2.8%，第二产业及其工业用电量分别增长1.2%和1.3%。 　　第三产业用电保持快速增长，住宿餐饮业用电增速有所恢复。第三产业用电同比增长8.1%、同比提高1.2个百分点，成为稳定全社会用电增长的最主要力量。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长16.1%，延续快速增长势头；住宿和餐饮业用电形势有所恢复，用电量同比增长4.5%、同比提高3.7个百分点。 　　二季度城乡居民生活用电增速环比回升。受气温、降水等因素影响，城乡居民生活用电同比增长4.8%，增速同比回落1.8个百分点，其中二季度增速环比回升4.8个百分点。 　　中部和东北地区用电量负增长，中、西部地区用电量增速同比回落幅度较大。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长1.6%、-0.3%、2.6%和-2.0%，增速同比分别回落3.0、5.4、5.0和4.0个百分点。二季度，各地区用电增速均环比上升，东、中、西部和东北地区同比分别增长1.9%、0.2%、3.3%和-1.9%，增速分别环比一季度提高0.5、1.0、1.4和0.1个百分点，其中中部地区实现由负转正。 图2 2014、2015年上半年各地区用电量增速情况图 　　（二）电力供应能力充足，非化石能源发电延续较快增长，火电发电量连续12个月负增长、利用小时继续下降。上半年，基建新增发电装机4338万千瓦，其中非化石能源发电占46.7%。6月底全国6000千瓦及以上电厂装机为13.6亿千瓦、同比增长8.7%，全口径发电装机容量接近14亿千瓦。上半年全国规模以上电厂发电量2.71万亿千瓦时、同比增长0.6%，其中非化石能源发电量同比增长16.0%；全国发电设备利用小时1936小时，同比降低151小时。 　　水电投资连续3年下降，水电发电量快速增长。水电投资仅为2012年同期（水电完成投资最多）的一半，新增水电装机506万千瓦。6月底全国6000千瓦及以上水电装机2.68亿千瓦、同比增长5.7%，全国主要发电企业常规水电在建规模萎缩至2500万千瓦。规模以上电厂水电发电量同比增长13.3%，设备利用小时1512小时，同比增加82小时。 　　并网风电装机容量突破1亿千瓦，并网太阳能发电量高速增长。全国6000千瓦及以上并网风电装机容量为10491万千瓦、同比增长26.8%，发电量增长26.2%，设备利用小时1002小时、同比增加16小时。全国并网太阳能发电装机同比增长61.4%，发电量同比增长62.5%。 　　核电进入规模投产期，核电发电量高速增长。新投产3台核电机组，6月底全国核电装机容量达到2214万千瓦、同比增长24.5%，上半年发电量同比增长34.8%，设备利用小时3456小时、同比增加27小时,其中辽宁仅为2763小时。 　　火电发电量连续12个月同比负增长。新增火电装机2343万千瓦。6月底全国6000千瓦及以上火电装机9.35亿千瓦（其中煤电8.44亿千瓦）、同比增长6.4%。受电力消费需求放缓、供需宽松以及为快速增长的非化石能源发电调峰等因素影响，火电发电量同比下降3.2%，自2014年7月份以来连续12个月负增长；设备利用小时2158小时（其中煤电2224小时），同比降低217小时。 　　跨区送电低速增长，省间输出电量同比下降。跨区送电量1226亿千瓦时、同比增长3.8%。跨省输出电量3965亿千瓦时、同比下降0.9%。南方电网区域西电东送电量同比增长26.2%。三峡电站送出电量同比增长3.8%。 　　电煤供应延续宽松，发电用天然气供应总体平稳。全国煤炭市场需求低迷，国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。全国天然气消费需求增长放缓，除海南外，天然气发电供气总体平稳。因气价偏高、地方政府补贴不到位，部分天然气电厂持续亏损。 　　（三）全国电力供需形势较去年更为宽松。东北和西北区域供应能力富余较多，华中区域供需总体宽松，华北、华东和南方区域供需总体平衡、部分省份供应能力盈余；省级电网中，海南电力供需矛盾较为突出，江西1月份因电网影响在部分时段存在错峰。 　　二、下半年全国电力供需形势预测 　　（一）下半年电力消费增速总体回升。综合考虑宏观经济形势、气温及基数以及电能替代等因素，预计下半年用电量增速有望总体回升。预计全年全社会用电量5.64-5.75万亿千瓦时、同比增长2%-4%，增速低于上年。影响预测的主要不确定因素，一是“稳增长”措施落实效果，二是“迎峰度夏”期间气候因素难以准确判断。 　　（二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高。预计2015年基建新增发电装机容量超过1亿千瓦，其中非化石能源发电占总新增装机比重超过53%。预计年底全国发电装机容量14.7亿千瓦、同比增长7.5%左右，其中非化石能源发电装机比重提高到35%左右。 　　（三）下半年全国电力供需形势更为宽松。预计东北和西北区域电力供应能力富余较多，华中区域电力供需总体宽松，华东和南方区域电力供需总体平衡、部分省份电力供应能力盈余，华北区域电力供需总体平衡、部分省份高峰时段供应偏紧。预计全年发电设备利用小时4100小时左右，其中火电设备利用小时将跌破4500小时，再创新低。 　　三、有关建议 　　（一）编制好经济新常态下的电力工业“十三五”规划 　　我国经济发展已经进入新常态，电力消费从高速增长向下换挡为中速甚至中低速增长；电力供需总体宽松环境下电力发展的重点从主要解决用电“有没有”转移到主要解决“好不好”，即要着力推动电力行业提质增效升级；发展主要从外延式扩张转变为主要依靠创新和深化改革来推动。所以，做好经济新常态下的电力工业“十三五”规划研究编制工作十分重要。为此，一是做好电力需求分析预测。深刻领会和准确把握习近平总书记提出的我国经济正在向形态更高级、分工更复杂、结构更合理的九方面变化和经济新常态的三大特点，总结历史数据，分析国际经验，掌握经济社会发展与电力需求增长的普遍规律，顺应电力需求增速换挡的大势，做好“十三五”及中长期电力需求预测。二是科学统筹确定发展目标，加快提高国家电气化水平。按照国家“四个全面”战略布局，落实国家确定的2020年和2030年非化石能源占一次能源消费比重分别提高到15%和20%左右、单位国内生产总值二氧化碳排放强度比2005年分别下降40%－45%和60%-65%以及2030年左右二氧化碳排放达到峰值且将努力早日达峰等能源结构调整目标和大气污染治理目标，科学统筹确定非化石能源发电发展目标，稳步推进电力绿色化转型，以相对较低的电力成本安全绿色满足经济社会发展的电力有效需求；加快在工业、交通运输业、建筑业等领域推广实施电能替代战略，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。三是坚持电力统一规划，着力提供用得起的安全绿色电能。立足电力行业全局，统筹规划水电、煤电、核电、天然气发电、新能源发电以及电网发展目标、结构和布局，优化配置非化石能源发电品种，优先发展水电和核电、提高新能源发电发展质量，控制煤炭消费总量、提高电煤占煤炭消费中的比重，建立分布式电源发展新机制，推进电网智能化，着力提供用得起(即经济社会发展可承受、可促进国内产业提升国际竞争力和电力行业可持续发展)的安全绿色电能。四是稳妥有序探索电力项目核准制改革。在强化国家统一电力规划下，稳妥有序探索电力项目核准制改革，实行通过公开市场招标择优确定投资主体制度，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。 　　（二）合理控制开工投产规模，稳定经济增长和推进电力行业提质增效 　　近年来，全国电力供需从过去总体平衡转变为总体宽松甚至过剩，经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大，电源结构不合理使电力系统调峰能力明显不足，造成煤电利用小时持续下降和电力行业发展质量、效益下降。同时，经济下行压力大，“稳增长”、“调结构”和“惠民生”任务重，需要电力行业通过“有保有压”来提质增效和稳定经济增长。为此，一是合理控制新开工投产规模。结合当前及“十三五”期间电力消费增速向下换挡的实际，科学确定和合理控制新开工投产规模，消化好现有过剩能力，使全国电力供需从总体宽松甚至过剩加快转变为总体平衡。既要控制煤电开工规模，也要合理控制具有明显随机性、间歇性、波动性的风电和光伏发电的开发节奏，以避免过快发展造成发电能力过剩加剧、行业资产利用效率下降、国家财政补贴能力不足加剧和可再生能源电价附加上调压力加剧。二是适度增加水电和核电开工规模。相比风电和太阳能风电，水电和核电不仅同样具有良好绿色低碳性能，还有发电成本较低和发电容量效用高的比较优势，在合理控制总开工规模下，可适度增加开工规模。这两类项目建设周期长，大都在“十三五”末及以后相继投产，既能拉动和稳定经济增长，又能有效规避当前供需宽松困局，还能促进电力结构绿色转型和保障电力中长期安全经济供应。三是提高调峰电源比重。在合理控制开工规模下，加快建设抽水蓄能等调峰电源，提高电力系统调峰电源比重，加快提高电力系统调峰能力，以提高消纳可再生能源发电能力，提高行业资产利用效率和效益。四是加快跨省区输电通道和配电网建设。当前，要认真贯彻落实国家发展改革委《关于下达农村电网改造升级工程2015年第二批中央预算内投资计划的通知》(发改投资〔2015〕723号)要求，安全优质高效推进新增农网改造升级工程建设。加快跨省区输电通道建设。加快城市配电网建设及智能化升级，提高电能质量、供电可靠性以及对分布式能源的消纳能力。 　　（三）远近结合、多措并举，着力解决“弃水”、“弃风”和“弃光”问题 　　近年来，我国可再生能源发电发展迅速，政府和行业企业采取多项措施来促进消纳，但西南基地“弃水”和“三北”基地“弃风”、“弃光”问题仍然比较严重。要从行业全局来解决上述难题，一方面要强化电力统一规划，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，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，健全国家规划刚性实施机制；另一方面要调整新能源发电发展思路，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。同时，要采取应急措施，包括：一是结合规划提出云南、四川和“三北”等可再生能源基地的跨省区消纳应急输电通道工程，尽早核准和建设。二是严格控制电力富余较多以及“弃水”、“弃风”和“弃光”严重地区的电源开工规模，集中消化现有过剩能力。三是落实好《关于改善电力运行调节、促进清洁能源多发满发的指导意见》文件，落实相关地区、部门和单位责任和义务，在年度电量平衡中预留空间和优先消纳、加大调峰辅助服务等市场机制，加强厂网协调，促进清洁能源消纳。 　　（四）全面贯彻落实中发[2015]9号文件，加快出台实施细则和配套文件，稳妥有序推进试点 　　国家发展改革委按照中发[2015]9号文和国家总体部署，正在有效组织有关部门和单位研究制定出台各项实施细则和配套文件，按照先试点再推广原则稳妥有序推进改革。结合当前电力行业经济运行实际，一是加快建立辅助服务分担共享新机制，缓解“弃水”、“弃风”和“弃光”矛盾。完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。二是抓紧出台电力直接交易方面的指导意见，统一规范大用户直接交易政策。分期分批有序开放交易市场主体，科学设定和有效监管交易价格、交易电量，坚决制止恶性竞争和不公平竞争。三是加快出台《自备电厂管理办法》，加强和规范自备电厂监督管理。要严格自备电厂准入标准和自发自用为主的功能定位，严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担与公共电厂同样的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费等社会责任，自备电厂余量上网要在同一市场平台上与公用电厂公平竞争。

　　受宏观经济尤其是工业生产下行、产业结构调整以及气温偏暖等因素影响，一季度全社会用电量同比增长0.8%，创2009年三季度以来的季度最低增速；第二产业用电同比下降0.6%，其中黑色金属冶炼和建材行业用电同比分别下降6.8%和4.4%、增速同比分别回落8.5和15.1个百分点，四大高耗能行业对全社会用电增长的贡献率为-48.1%；城乡居民生活用电同比增长2.6%，增速同比和环比分别回落3.3和1.2个百分点；第三产业用电增长7.0%，维持较快增长，其中信息业消费持续保持旺盛势头。发电新增装机创同期最高水平、电力供应能力充足，全国全口径发电装机容量13.8亿千瓦，其中并网风电装机容量突破1亿千瓦，非化石能源发电量持续快速增长，火电发电量自2014年7月份以来持续负增长、设备利用小时同比下降。全国电力供需总体宽松，运行安全稳定。 　　后三季度，全国电力消费需求增速有望总体回升，预计全年全社会用电量增长3%-5%，其中上半年增长2%左右。全年新增发电装机1亿千瓦左右，年底全国发电装机达到14.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机比重提高至35%左右。全国电力供需进一步宽松，其中东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东和华中区域电力供需总体平衡，华北区域电力供需总体平衡、部分地区偏紧，南方区域电力供需总体平衡、海南电力缺口较大；全国火电设备利用小时将创历史新低。电力行业发展要着力提质增效，在合理控制新开工和投产规模基础上，加快加大水电、核电和调峰电源建设，拉动和稳定经济增长，提高电力资产利用效率和效益；适度控制新能源发电建设节奏，加快跨省区送电通道及配电网建设，着力解决“弃水”、“弃风”和“弃光”问题；全面贯彻落实中发[2015]9号文件，在试点基础上，加快研究制定各项实施细则意见；加强电力需求侧管理，加快实施电能替代战略。 　　一、一季度全国电力供需状况 　　（一）电力消费增速创2009年三季度以来新低。一季度全国全社会用电量1.29万亿千瓦时、同比增长0.8%，为2009年三季度以来的季度最低增速，增速同比回落4.6个百分点、环比回落2.7个百分点。主要原因：一是宏观经济尤其是工业生产下行及产业结构调整的影响。当前市场需求增长乏力，工业生产及固定资产投资增速放缓，房地产市场仍然低迷，企业订单不足，导致企业减产。同时，国家实行转方式、调结构政策，加大节能减排力度，单位GDP电耗下降较快。二是气温偏暖影响。前三月全国平均气温分别比常年同期偏高1.9℃、1.5℃和1.7℃，采暖负荷增长放缓。 图1 2010-2015年一季度全社会及各产业用电量增长情况图 　　电力消费结构优化。第三产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量比重同比分别提高0.8和0.3个百分点，第二产业和第一产业比重分别降低1.0、0.1个百分点。四大高耗能行业（化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼）用电量比重同比降低0.6个百分点。 　　 　　第三产业用电保持较快增长，信息业消费持续保持旺盛势头。第三产业用电同比增长7.0%、同比提高0.3个百分点，成为稳定全社会用电增长的最主要拉动力。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.9%；交通运输仓储邮政业、批发和零售业用电增速均超过7%；住宿和餐饮业用电仅同比增长2.5%。 　　 　　城乡居民生活用电低速增长。城乡居民生活用电同比增长2.6%，增速同比和环比分别回落3.3和1.2个百分点，主要是受气温偏暖导致采暖负荷增长放缓影响。 　　黑色金属冶炼及建材行业用电明显下降导致第二产业用电负增长。第二产业用电同比下降0.6%，其中工业用电同比下降0.7%，制造业用电零增长。四大高耗能行业合计用电同比下降1.3%，增速同比和环比分别回落5.5和3.4个百分点，其中黑色金属冶炼和建材行业同比分别下降6.8%和4.4%；四大行业增速回落是制造业、工业及第二产业用电增速回落的最主要原因。 　　 　　中部和东北地区用电同比负增长，中、西部地区用电增速回落幅度较大。东、中、西部和东北地区全社会用电同比分别增长1.3%、-0.8%、1.9%、-2.1%，增速同比分别回落2.8、6.6、6.6和3.6个百分点。总体来看，东部地区用电增速回落幅度相对较小，是全社会用电量增长的主要稳定力量；中、西部高耗能产业比重相对偏大，其用电放缓导致全社会用电增速回落幅度较大；东北作为原材料基地和重化工基地，产业结构相对单一，用电增长持续低迷。 图2 2014、2015年一季度各地区用电量增速情况图 　　（二）电力供应能力充足，非化石能源发电延续较快增长，火电发电量连续9个月负增长、利用小时继续下降。3月底全国6000千瓦及以上电厂装机为13.4亿千瓦、同比增长9.2%。一季度全国规模以上电厂发电量1.31万亿千瓦时、同比下降0.1%；全国发电设备利用小时954小时，同比降低84小时。 　　水电发电量高速增长，水电投资连续3年同比下降。水电投资不足2012年同期(水电完成投资最多)的一半。3月底全国6000千瓦及以上水电装机同比增长8.0%，全国主要发电企业常规水电在建规模萎缩至2750万千瓦。全国规模以上电厂水电发电量同比增长17.0%，设备利用小时609小时，是2006年以来同期最高，同比增加58小时。 　　并网风电装机突破1亿千瓦，并网太阳能发电装机高速增长。3月底全国并网风电装机10064万千瓦、增长26.9%，发电量增长24.6%，设备利用小时483小时、同比增加4小时。全国并网太阳能发电装机同比增长51.6%，发电量同比增长58.4%。 　　核电发电量高速增长。全国核电装机容量同比增长34.1%，一季度发电量同比增长29.7%，设备利用小时1638小时、同比降低202小时,其中辽宁仅为1097小时。 　　火电发电量连续9个月同比负增长。3月底全国6000千瓦及以上火电装机同比增长6.6%。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3.7%，自2014年7月份以来连续9个月负增长；设备利用小时1106小时（其中煤电1144小时），同比降低122小时。 　　跨区送电低速增长，省间输出电量同比下降。跨区送电量同比增长3.5%，跨省输出电量同比下降2.7%。南方电网区域西电东送电量同比增长39.9%；三峡电站送出电量同比增长9.0%。 　　电煤供应持续宽松，发电用天然气供应总体平稳。全国煤炭市场需求低迷，国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。一季度天然气消费需求放缓，除海南等个别地区外的天然气发电供气总体有保障，部分天然气电厂因地方补贴不到位仍然继续亏损。 　　（三）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，华北、华中、华东和南方区域供需总体平衡、部分省份供应能力盈余；省级电网中，江西、西藏部分时段存在错峰情况，海南供需矛盾较为突出。 　　二、后三季度全国电力供需形势预测 　　（一）后三季度电力消费增速总体回升。综合考虑宏观经济形势、气温及基数、工商业用电价格下调以及电能替代等因素，预计后三季度用电量增速有望总体回升，预计上半年全社会用电量2.68万亿千瓦时、同比增长2%左右；全年全社会用电量5.69-5.80万亿千瓦时、同比增长3%-5%。 　　（二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高。预计2015年基建新增发电装机容量1亿千瓦左右，其中非化石能源发电超过5300万千瓦。预计年底全国发电装机容量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。 　　（三）后三季度全国电力供需进一步宽松。预计东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东、华中和南方区域供需总体平衡、部分省份供应能力盈余，华北区域供需总体平衡、部分省份供应偏紧。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将跌破4600小时，再创新低。 　　三、有关建议 　　（一）合理控制新开工规模，加快加大水电、核电和调峰电源建设，拉动和稳定经济增长，提高电力资产利用效率和效益 　　随着电力供需进一步宽松和电力消费换挡到中速增长，电力行业发展重心从主要解决用电“有没有”问题转移到主要解决“好不好”问题，即要着力推动电力结构调整、促进行业提质增效升级。为此，要因地制宜、远近结合，合理控制电源新开工规模，在此基础上，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，降低煤电机组供电煤耗和污染物排放，提高各类型电力资产尤其是煤电资产的利用效率和效益。应因地制宜、因技术经济条件支撑和当地电力供需情况，以环境质量改善为目标，稳妥有序推进大气污染物超低排放改造，避免环境效益差、经济代价大、能源消耗多、带来二次污染的超低排放改造。二是加快加大水电和核电建设，提高年度新开工规模中水电和核电比重，既能够拉动和稳定经济增长，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。 　　（二）适度控制新能源发电建设节奏，加快加大跨省区送电通道及配电网建设，着力解决“弃水”、“弃风”和“弃光”问题 　　近几年来我国新能源发电发展迅速，政府、行业及企业采取了多项措施来促进消纳，但“弃水”、“弃风”和“弃光”问题仍然存在，今年一季度吉林、甘肃、内蒙古等地“弃风”限电比例超过20%，据相关单位预测，今年四川和云南“弃水”电量可能分别超过100和300亿千瓦时。为此建议，一是适度控制新能源发电建设节奏，调整新能源发电思路，提高新能源发电利用率。大力发展非化石能源发电应该是优先发展发电成本较低、容量品质较好和环境效益好的水电和核电，过快发展风电和光伏发电将造成生产能力过剩进一步加剧、电力资产利用率进一步下降、全社会电价上涨压力进一步加大和国家财政补贴能力不足进一步显现，需要适度控制新能源发电建设节奏。同时，发展风电和光伏发电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。二是加快加大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。三是严格落实《关于改善电力运行调节、促进清洁能源多发满发的指导意见》文件，在年度电量平衡中预留空间和优先消纳、加大调峰辅助服务等市场机制，加强厂网协调，促进清洁能源消纳。四是加快加大配电网建设和智能化升级改造，提高电力系统对分布式电源消纳能力和供电质量。 　　（三）全面贯彻落实中发[2015]9号文件，在试点基础上，加快研究制定各项改革实施细则和配套文件 　　中共中央国务院以中发[2015]9号文正式下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，明确提出要按照管住中间、放开两头的体制架构，实行 “三放开、一独立、三强化”。当前，一是要按照国家发展改革委的总体部署，按照先试点再推广原则稳妥有序推进改革。逐步扩大输配电价改革试点范围，加快研究制定各项改革实施细则和配套文件。二是加快建立辅助服务分担共享新机制。结合近些年日益增大的电网调峰、调频、 调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。三是加快制定《自备电厂管理办法》，加强和规范自备电厂监督管理。规范自备电厂准入标准，自备电厂的建设和运行应符合国家能源产业政策和电力规划布局要求，严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担社会责任，履行相应的调峰义务。拥有自备电厂的企业应按规定承担与自备电厂产业政策相符合的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费。完善和规范余热、余压、余气、瓦斯抽排等资源综合利用类自备电厂相关支持政策。 　　（四）加强电力需求侧管理，加快实施电能替代战略 　　在今年全国电力供需进一步宽松形势下，海南、山东等地区仍然存在电力缺口，极端气候条件下部分地区电力供应仍会比较紧张，电力安全稳定运行压力依然较大。为此建议，一是认真做好迎峰度夏电力运行工作方案及预案，统筹电力供需平衡及要素保障。二是加快供需偏紧地区重点电源和电网项目建设，加大跨区跨省电力调度和互济力度，最大限度保障电力供应。三是加快在工业、交通运输业、建筑业等领域推广实施电能替代战略，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。

　　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；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。全国发电装机容量达到13.6亿千瓦，电力供应能力总体充足；非化石能源发电装机及发电量快速增长，其发电量占总发电量比重创历史新高；火电发电量负增长，设备利用小时再创新低。 　　展望2015年，预计电力消费需求增速将比2014年有所回升，全社会用电量同比增长4.5%左右；全年新增发电设备容量1亿千瓦左右，年底全国发电装机容量将达到14.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机比重提高至35%左右；全国电力供需继续总体宽松，其中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总体平衡，华北区域电力供需总体平衡、部分地区偏紧；全国火电设备利用小时比2014年小幅下降。 　　一、2014年全国电力供需状况 　　（一）电力消费需求增速创1998年以来新低 　　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。主要原因，一是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；二是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。 图1 2010-2014年全社会及各产业用电量增长情况图 　　城乡居民生活用电量增速比上年大幅回落。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，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，三季度城乡居民生活用电增速同比回落23.2个百分点，对当季全社会用电增长的贡献率为-58.9%。 　　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。第三产业用电量同比增长6.4%、同比回落3.8个百分点。其中，住宿和餐饮业用电量仅增长1.2%，交通运输仓储邮政业用电量增长5.7%，而信息业（信息传输、计算机服务和软件业）用电量增长11.4%、同比提高0.5个百分点。 　　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。第二产业用电同比增长3.7%、同比回落3.4个百分点，其中工业用电增长3.7%。制造业用电增长4.5%，其中，四大重点用电行业合计用电同比增长3.7%、同比回落2.7个百分点；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。 图2 2013、2014年各地区用电量增长情况图 　　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%、同比回落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%、同比回落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,同比回落2.6个百分点。 　　（二）电力供应充足，非化石能源发电量快速增长，火电发电量负增长、设备利用小时均创新低 　　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%，其中非化石能源发电装机容量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。 　　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。 　　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。 　　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%。 　　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。 　　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。 　　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%。 　　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 　　全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。 　　二、2015年电力供需形势预测 　　（一）电力消费增速将比2014年有所回升 　　2015年，预计中央仍将出台系列“稳增长”政策措施，且改革红利将逐步释放,有利于稳定电力消费增长；2014年对用电量增长产生抑制作用的气温因素，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环境保护压力日益加大，2015年是中央政府实现“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，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。 　　（二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高 　　预计2015年基建新增发电装机容量1亿千瓦左右，其中非化石能源发电5300万千瓦左右。预计年底全国发电装机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、占比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。 　　（三）2015年全国电力供需总体宽松 　　预计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。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。 　　三、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。

　　前三季度，全国电力供需形势总体宽松，运行安全稳定。前三季度全社会用电量同比增长3.9%，其中，三季度受气温及经济稳中趋缓影响，全社会用电量增速回落至1.4%，城乡居民生活用电同比下降5.6%，第三产业用电增长3.8%，第二产业用电增长2.0%、制造业用电增长相对较好；东部和中部地区用电增速同比和环比回落幅度较大。电力供应能力总体充足，水电、火电和核电完成投资同比继续负增长，三季度水电发电量高速增长，火电发电量负增长、设备利用小时降幅扩大。 　　预计四季度全社会用电量同比增长3%左右，全年全社会用电量同比增长3.5%-4.0%。年底全国发电装机13.5亿千瓦左右。四季度全国电力供需总体宽松，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东、华中和南方区域电力供需平衡，华北区域电力供需平衡偏紧。 　　一、前三季度全国电力供需情况分析 　　（一）上半年电力消费需求总体平稳增长，气温偏低以及经济趋缓导致第三季度全社会用电量低速增长 　　前三季度，全社会用电量4.10万亿千瓦时、同比增长3.9%，增速同比回落3.3个百分点；各季度增速分别为5.4%、5.2%和1.4%，三季度增速为2009年三季度以来的最低增速，同比、环比分别回落9.5和3.8个百分点。气温偏低以及上年同期高温天气导致基数高是三季度全社会用电量低速增长的最重要原因，初步估算，三季度气温因素影响全年全社会用电量增速下降超过1个百分点；此外，经济稳中趋缓也是三季度全社会用电量低速增长的重要原因。 图1 2010-2014年前三季度全社会及各产业用电量增长情况图 　　三季度城乡居民生活用电量同比大幅下降。前三季度城乡居民生活用电同比增长1.8%、增速同比回落7.1个百分点，各季度分别增长6.0%、7.4%和-5.6%。受气温因素影响，三季度增速同比大幅回落23.2个百分点，对当季全社会用电增长的贡献率为-58.9%，是导致当季全社会用电低速增长的主要原因。三季度中部地区城乡居民生活用电同比下降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%。 　　三季度第三产业用电增速同比和环比均回落，信息业消费保持旺盛势头。前三季度第三产业用电同比增长5.7%、增速同比回落5.2个百分点，各季度分别增长6.6%、7.1%和3.8%，三季度增速同比回落9.8个百分点。第三产业内行业间增速差异较大，前三季度住宿和餐饮业用电仅同比增长0.4%，交通运输仓储邮政业用电增长4.8%，而信息业（信息传输、计算机服务和软件业）用电增长10.4%。 　　三季度制造业特别是设备制造业用电增长相对较好，是支撑当季全社会用电量增长的主要动力。前三季度，第二产业用电同比增长4.0%，工业用电增长3.9%，制造业用电增长4.9%。制造业用电各季度增速分别为5.7%、5.4%和3.6%，三季度对全社会用电量增长的贡献率达到136.9%，是支撑当季全社会用电量增长的最主要动力。设备制造业用电同比增长8.6%、增速同比提高3.2个百分点；四大重点用电行业用电量同比增长4.5%、增速同比回落0.6个百分点，各季度增速相对平稳。 　　三季度东部和中部地区用电增速同比、环比回落幅度较大。前三季度东、中、西部和东北地区全社会用电同比分别增长3.4%、1.7%、6.8%和2.2%，增速同比分别回落3.0、5.1、3.0和2.6个百分点。其中，东部地区三季度同比增长1.3%，增速同比和环比分别回落9.4和3.8个百分点；中部地区三季度同比下降4.1%，增速同比和环比分别回落17.5和8.6个百分点。 图2 2013、2014年前三季度各地区用电增速情况图 　　（二）电力供应能力充足，三季度水电发电量高速增长，火电发电量负增长、设备利用小时降幅扩大 　　前三季度，电力工程完成投资同比下降3.7%，其中电源同比下降11.4%，电网同比增长3.5%；基建新增发电装机容量5250万千瓦，其中新增非化石能源装机容量2726万千瓦。截至9月底全国6000千瓦及以上电厂装机容量为12.66亿千瓦、同比增长8.7%。前三季度全国规模以上电厂发电量4.08万亿千瓦时、同比增长4.4%，其中非化石能源发电量同比增长19.0%。全国发电设备利用小时3204小时、同比降低174小时。 　　水电完成投资同比继续大幅下降，三季度水电发电量高速增长。前三季度完成投资同比下降37.7%，新增装机1565万千瓦，其中云南和四川新增合计占84%，截至9月底全国6000千瓦及以上水电装机2.58亿千瓦、同比增长11.7%。发电量同比增长20.8%，其中三季度由于主要水电生产地区来水情况较好而上年汛期来水偏枯，当季发电量同比增长35.5%；设备利用小时2723小时、同比提高84小时。 　　风电完成投资大幅增加、设备利用小时同比降低。前三季度完成投资同比增长63.0%，新增装机609万千瓦，截至9月底并网装机8482万千瓦、同比增长21.9%。发电量同比增长8.9%，设备利用小时1340小时、同比降低182小时，来风少、风速下降是今年大部分地区风电设备利用小时下降的最主要原因，往年弃风较多的地区今年弃风率有所下降。 　　并网太阳能发电装机容量及发电量同比大幅增长。截至9月底全国并网太阳能发电装机1870万千瓦（绝大部分为光伏发电）、同比增长173.5%。前三季度发电量169亿千瓦时、同比增长202.4%。 　　核电完成投资同比继续负增长，前三季度核电新投产3台机组。前三季度完成投资同比下降7.7%，新投产3台机组、329万千瓦。截至9月底装机容量1778万千瓦、同比增长21.7%。发电量同比增长17.7%，设备利用小时5506小时、同比降低290小时。 　　火电完成投资同比下降，三季度火电发电量负增长，设备利用小时降幅扩大。前三季度完成投资同比下降9.2%，新增装机2580万千瓦，截至9月底 6000千瓦及以上火电装机8.87亿千瓦、同比增长5.3%。发电量同比增长0.7%，受电力消费需求放缓且非化石能源发电高速增长影响，三季度火电发电量同比下降6.5%。设备利用小时3512小时、同比降低182小时，降幅比上半年扩大156小时；其中，云南设备利用小时仅有2039小时、低于全国平均水平1473小时，湖南、吉林和四川也分别仅为2668、2685和2729小时，主要是因电力消费需求放缓，而省内发电装机富余且可再生能源装机比重大，导致火电停机备用、调峰时间较长。 　　跨省区送电量保持快速增长。前三季度跨区送电量2090亿千瓦时、同比增长14.4%；跨省输出电量6511亿千瓦时、同比增长12.6%，其中南方电网区域西电东送电量同比增长32.9%，三峡电站送出电量同比增长12.8%。 　　电煤供应持续宽松，二季度以来天然气供需形势缓和。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受到供气限制，随着供暖期结束，天然气供需形势缓和，但部分天然气发电厂因存量气价再次上调而地方补贴不到位导致亏损加重。 　　（三）全国电力供需总体宽松 　　前三季度，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，华北区域供需平衡偏紧。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。 　　二、四季度电力供需形势预测 　　（一）四季度电力消费需求增速环比回升 　　我国经济发展已经进入“新常态”，当前宏观经济呈现稳中趋缓特征，节能减排和环境保护压力日益加大，为确保11月份北京APEC峰会期间的环境质量，预计北京周边的河北等省份工业生产将受到限制，都将抑制电力消费需求较快回升。与此同时，气温及高基数因素在四季度削弱，今年陆续出台的“稳增长”政策措施效果在四季度将有部分显现，有利于稳定用电量增长。综合判断，预计四季度全社会用电量同比增长3%左右，全年全社会用电量同比增长3.5%-4.0%。 　　（二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高 　　预计全年新增9600万千瓦左右，其中非化石能源发电5600万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.5亿千瓦，其中非化石能源发电4.5亿千瓦、占总装机比重接近34%。 　　（三）四季度全国电力供需总体宽松 　　预计四季度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富余较多，华东、华中和南方区域电力供需平衡，华北区域电力供需平衡偏紧。预计全年全国发电设备利用小时4300小时左右，其中火电设备利用小时4800小时左右，同比回落幅度较大。 　　三、有关建议 　　（一）做好迎峰度冬准备工作，确保电力系统安全稳定运行 　　一是高度重视“三北”地区供热与风电消纳对电力系统安全稳定运行的影响，加强热电机组和风电机组的联合协调调度管理，合理安排热电、风电机组运行时间，保障电力系统安全稳定经济运行。二是加快迎峰度冬重点工程建设和投运，提高电力系统整体供电能力。三是电力供需偏紧地区要继续做好有序用电工作，细化相应措施，及时发布电力供需信息，引导社会实施有序用电。 　　（二）加快开工一批大型水电、核电和电网项目，增加电源在建规模，促进绿色转型 　　一是针对非化石能源发电在建规模严重偏低的实际，尽快核准开工一批大型水电、核电等绿色优质电源项目，使国务院决策确保落地，确保电力绿色转型和保障电力中长期稳定供应。二是加快跨区跨省输电通道建设，尽快核准建设西南水电基地以及大型风电、太阳能基地的外送通道，确保新增电源及时送出、现有电源过剩能力得到有效消纳，以解决当前较为突出的“弃水”、“弃风”难题。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。四是加大对农网及老少边穷地区电网发展的财政支持力度，加快配电网建设和智能化改造，提高电力系统对分布式能源的消纳能力，提高用电质量及可靠性。 　　（三）加快解决天然气发电企业及北方热电联产企业普遍亏损问题 　　一是加快理顺天然气发电价格机制，尽快建立气电价格联动机制。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实际困难，建议国家有关部门深入研究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。三是加快建立调峰调频等辅助服务电价机制，以解决火电深度调峰调频补偿问题。 　　（四）科学分析燃煤电厂对雾霾的影响，扎实有效推进煤电环保超低排放改造 　　电力行业节能减排成效显著，2013年电力二氧化硫排放量较排放峰值（2006年）下降42%，氮氧化物排放量较排放峰值（2011年）下降17%，烟尘排放量比2005年也下降了61%，但在此期间我国灰霾污染持续加重。随着《火电厂大气污染物排放标准》的严格执行，煤电大气污染物排放会进一步明显下降。为此建议：一是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环境空气中PM2.5浓度的占比（而不是排放量占比），对症治霾，以避免找错方向延误治霾时机。二是动态科学评估煤电超低排放改造投入与环境质量改善产出、节能与减排的关系，在政策导向、技术路线导向中避免造成高投入低产出、能耗增加、对环境质量改善微小的环保超低改造结果。三是企业在开展超低排放改造时，重点加强系统优化，以低能耗、低投入取得较好的环保效益。四是有关部门应统筹协调火电厂大气污染物排放标准、特别排放限值、超低排放等环保改造要求，在有序开展环保改造的同时，保障电力和热力供应。

　　上半年，国民经济运行总体平稳，全国电力供需总体平衡,运行安全稳定。电力消费需求平稳增长，全社会用电量同比增长5.3%，二季度增速逐月回升；城乡居民生活用电同比增长6.6%，第三产业用电增长6.9%，第二产业用电增长5.1%，其中设备制造业用电较快增长，四大高耗能行业用电维持较低增长；西部地区用电增速继续领先、但增速同比回落，中部和东部地区增速同比提高，东北地区低速增长。电力供应能力总体充足，水电、火电和核电完成投资同比继续负增长，水电在建规模持续大幅萎缩，各类型发电设备利用小时同比降低。 　　 　　下半年，我国经济有望保持平稳增长，用电需求增速稳中有升。预计全年全社会用电量同比增长6%左右，其中下半年增长6.5%左右、增速前低后高。年底全国发电装机13.5亿千瓦左右。预计下半年全国电力供需总体平衡，部分地区供需宽松与局部地区供需偏紧并存；东北和西北区域电力供应能力仍然富余，华北、华中和南方区域部分省份在迎峰度夏期间的用电高峰时段电力供应偏紧。 　 　　一、上半年全国电力供需情况分析 　　 　　（一）全社会用电量增长总体平稳，二季度增速逐月回升 　　上半年，全社会用电量2.63万亿千瓦时、同比增长5.3%，增速同比提高0.2个百分点。其中，一、二季度同比分别增长5.4%和5.2%;二季度各月增速分别为4.6%、5.3%和5.9%，呈逐月回升态势，反映出当前宏观经济企稳，说明近几个月中央坚持定向调控，出台的一系列稳增长政策措施效果显现。 图1 2010-2014年上半年全社会及各产业用电量增长情况图 　　电力消费结构继续优化。上半年，第三产业、城乡居民生活用电占全社会用电比重同比分别提高0.23和0.21个百分点，而第一产业、第二产业用电比重同比分别降低0.19和0.25个百分点。 图2 2013、2014年上半年电力消费结构对比图 　　设备制造业用电较快增长，四大高耗能行业用电维持较低增长。第二产业用电同比增长5.1%，工业用电同比增长5.0%，制造业用电增长5.5%。6月份制造业日均用电量86.5亿千瓦时/天，创历史新高。设备制造业用电增长9.8%、增速同比提高6.3个百分点，所占全社会用电比重同比提高0.3个百分点；四大高耗能行业用电增长4.6%，所占全社会用电比重同比降低0.2个百分点。制造业用电结构的变化，反映了国家定向调控、主动化解部分行业产能过剩和优化调整产业结构等宏观调控政策的效果显现。 　　第三产业用电增速同比回落。第三产业用电量同比增长6.9%、增速同比回落2.4个百分点。第三产业分行业、分地区增速分化较为明显，住宿和餐饮业、交通运输仓储邮政业用电增速偏低，信息业、金融房地产业保持较快增长；东北和东部地区低速增长，西部和中部地区增速高于10%。 　　城乡居民生活用电增速同比提高。城乡居民生活用电量同比增长6.6%、增速同比提高2.7个百分点，地区中，西部地区同比增长11.7%，东北地区同比下降0.2%。 　　西部地区用电增速继续领先、但增速同比回落，中、东部地区增速同比提高，东北地区低速增长。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长4.6%、5.1%、7.6%和2.0%。其中，中部和东部地区增速同比分别提高2.0和0.7个百分点，而东北和西部地区增速同比分别回落2.0和1.7个百分点。 图3 2013、2014年上半年各地区用电量增速情况图 　　（二）电力供应能力充足，水电、火电和核电完成投资同比继续负增长，各类型发电设备利用小时同比降低 　　上半年，电力工程完成投资同比下降6.1%，其中电源同比下降12.7%，电网同比略降0.6%；基建新增发电装机3670万千瓦，其中新增非化石能源装机占60%。截至6月底全国6000千瓦及以上电厂装机为12.51亿千瓦、同比增长9.4%。上半年全国规模以上电厂发电量2.62万亿千瓦时、同比增长5.8%，其中非化石能源发电量同比增长10.9%。全国发电设备利用小时2087小时、同比降低79小时。 　　水电完成投资同比继续负增长，水电在建规模持续大幅萎缩。上半年完成投资同比下降35.0%，新增装机1301万千瓦，其中云南和四川新增合计占85%，截至6月底全国6000千瓦及以上水电装机2.54亿千瓦、同比增长14.4%。发电量同比增长9.7%，设备利用小时1430小时、同比降低101小时。随着西南水电基地溪洛渡等一批重点工程陆续进入投产阶段，水电在建规模大幅萎缩，6月底全国主要发电企业常规水电在建规模已降至2750万千瓦、同比减少3100万千瓦，而上半年常规水电新开工规模不足100万千瓦。 　　风电完成投资明显增加、设备利用小时同比降低。上半年完成投资同比增长48.3%，新增装机443万千瓦，截至6月底并网装机8275万千瓦、同比增长22.6%。发电量同比增长12.0%，设备利用小时986小时、同比降低114小时，其中除少数地区有弃风原因外，部分地区来风少、风速下降是造成部分省份利用小时下降的重要原因。 　　并网太阳能发电装机容量及发电量同比大幅增长。截至6月底全国并网太阳能发电装机1814万千瓦（绝大部分为光伏发电）、同比增长271.8%，与并网风电合计装机容量突破1亿千瓦。上半年发电量107亿千瓦时、同比增长235.7%，发电设备利用小时632小时、同比降低36小时。 　　核电完成投资同比继续负增长，上半年新投产3台机组。上半年完成投资同比下降9.3%，3月份广东阳江核电站1号机组投产，5月份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号机组投产，截至6月底装机容量1778万千瓦、同比增长21.7%。发电量同比增长16.9%，设备利用小时3430小时、同比降低113小时。 　　火电完成投资及新增装机同比下降。上半年完成投资同比下降7.7%，新增装机1503万千瓦，截至6月底 6000千瓦及以上火电装机8.79亿千瓦、同比增长5.4%。发电量同比增长4.7%，设备利用小时2375小时、同比降低26小时。 　　跨省区送电量快速增长。上半年跨区送电量同比增长14.8%；跨省输出电量同比增长9.9%，其中南方电网西电东送电量同比增长15.8%，三峡电站送出电量同比增长4.2%。 　　电煤供应持续宽松，二季度天然气供应形势缓和。国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。随着供暖期结束，二季度天然气供应缓和，大部分燃机发电供气不受限。行业经营状况继续改善，但上半年五大发电集团所属燃气发电厂亏损面仍达三分之一，热电联产电厂供热亏损面高达60%。 　　（三）全国电力供需总体宽松 　　上半年，全国电力供需总体宽松，其中东北和西北区域电力供应能力富余较多，南方区域电力供需平衡有余，华北、华中和华东区域电力供需总体平衡。省级电网中，山东、陕西、安徽、西藏和海南电网在部分高峰时段有一定错峰。 　　二、下半年电力供需形势预测 　　（一）下半年电力消费需求有望稳中有升、增速前低后高 　　预计下半年我国经济将继续保持平稳增长，电力消费需求有望稳中有升。预计全年全社会用电量5.63-5.69万亿千瓦时、同比增长5.5%-6.5%，预期5.66万亿千瓦时、同比增长6.0%左右，其中下半年增长6.5%左右、增速前低后高。 　　（二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高 　　预计全年新增9600万千瓦左右，其中非化石能源发电5600万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.5亿千瓦，其中非化石能源发电4.5亿千瓦、占总装机比重接近34%。 　　（三）下半年全国电力供需总体平衡 　　预计下半年全国电力供需总体平衡，部分地区供需宽松与局部地区供需偏紧并存。东北和西北区域电力供应能力仍然富余；受跨省区通道能力制约、华中等部分地区高温天气、华中和南方地区部分省份汛期来水较常年同期偏少、煤电机组环保改造、新投发电装机少等因素影响，预计华北、华中和南方区域部分省份在迎峰度夏期间的用电高峰时段电力供应偏紧。预计全年发电设备利用小时4400-4450小时，其中火电设备利用小时4910-4960小时，低于上年。 　　三、有关建议 　　（一）加快开工一批大型水电、核电和电网项目，增加电源在建规模，促进绿色转型 　　近年来新开工规模不足，水电和核电投资持续大幅下降，电源在建规模不足，将可能导致“十三五”期间再次出现电力供应紧张，同时，部分地区“弃水”、“弃风”现象仍然存在。为贯彻落实好中央精神，加快调整电力结构，转变电力发展方式，拉动经济平稳增长。建议：一是尽快核准开工一批大型水电、核电等重点电源项目，增加优质电源在建规模，确保电力绿色转型和保障电力中长期稳定供应。二是加快跨区跨省输电通道建设，尽快核准建设大型风电、太阳能基地以及西南水电基地的外送通道，确保新增电源及时送出、现有电源过剩能力得到有效消纳，以解决“弃风”、“弃光”及“弃水”难题。三是加大财政资金对农网发展支持力度，加快配电网建设及智能化升级，提高电力系统对分布式能源的消纳能力，提高用电质量及可靠性。 　　（二）加快理顺电价、热价形成机制，促进解决北方热电联产企业及天然气发电企业普遍亏损问题 　　一是加快建立独立的输配电价机制，输配电价采用过网费模式，平均输配电价由平均销售电价扣除政府性基金及附加、线损折价和平均上网电价形成。在此基础上，稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。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实际困难，建议有关部门应出台分区域供热价格指导政策，对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价，同时在热价中考虑供热中燃用成本的脱硫、脱硝、除尘等环保补贴电价；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以政策支持和财税补贴。三是加快理顺天然气发电价格机制，尽快建立气电价格联动机制。四是尽快研究云南等水电大省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，尽早启动实施火电机组两部制电价试点, 补偿火电企业基本的固定经营成本,解决这些地区火电企业持续严重亏损、经营状况持续恶化而面临的企业生存问题。 　　（三）高度重视我国光热发电产业发展，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,是提高新能源开发质量的重要方向。目前我国某些企业光热发电技术已取得重大进展，自主研发并掌握了光热电站核心关键技术和装备技术，在光热发电设备系统集成、国产化方面取得了较大突破，转换效率提高，具有较强的竞争力，且目前已有稳定运行的试验项目。建议：一是加强对已有光热发电科研技术成果的总结，组织高层专家对光热发电技术成果进行进一步认定，促进形成一套完整的具有自主知识产权的技术体系。二是在有条件的地区推广应用光热发电，尽快实现技术成果的工业化转变。通过示范电站的建设，总结经验，形成完善的包括关键光热发电设备设计制造规程，形成设计、建设、施工、验收、运行维护等方面技术标准。三是研究制定光热电站发展规划。重点研究建设河北、山西、陕西、内蒙乃至青海、西藏光热发电基地可行性。四是出台电价、财税、融资等相关激励政策，大力推动光热发电及其关联产业发展，建立自有技术为主导的光热产业链，使之成为带动产业升级新的经济增长点。

　　前三季度，国民经济运行总体平稳，全国电力供需总体平衡，迎峰度夏安全稳定。全社会用电量同比增长7.2%，增速比上年同期提高2.4个百分点，其中三季度增长10.9%；第一产业用电同比增长0.1%，第二产业用电增长6.5%、低于全国平均增长水平，第三产业用电增长10.9%、延续高速增长势头，城乡居民生活用电增长8.9%、三季度增速大幅提升至17.6%。全国6000千瓦及以上发电装机容量同比增长9.5%，电力供应能力充足，水电发电量在三季度负增长、前三季度设备利用小时同比下降150小时，电煤供应总体宽松，火电发电量在三季度实现两位数增长、前三季度设备利用小时同比降幅收窄至6小时，风电发电量保持高速增长、设备利用小时同比增幅扩大到138小时。 　　主要受上年同期高基数、气温等因素影响，预计四季度全社会用电量增速有所回落、同比增长6.5%-7.5%，全年增长7.0%左右。预计年底全国发电装机达到12.3亿千瓦左右、跃居世界第一，全年发电设备利用小时4530小时左右、其中火电5000小时左右，四季度全国电煤供应总体宽松。总体判断，四季度全国电力供需总体平衡，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华北和华中区域电力供需基本平衡，华东和南方区域部分省份在迎峰度冬用电高峰时段电力供需平衡偏紧。 　　一、前三季度全国电力供需情况分析 　　（一）全社会用电量增速逐季上升 　　根据我会统计，前三季度，全社会用电量3.95万亿千瓦时，同比增长7.2%，增速比上年同期提高2.4个百分点。分季度看，一、二、三季度全社会用电量同比分别增长4.3%、6.0%和10.9%，全国大范围持续高温天气、宏观经济运行稳中有升以及上年同期低基数是三季度用电增速明显加快的主要原因。 图1　2012、2013年前三季度电力消费结构图 　　三季度城乡居民生活用电增速大幅提升。前三季度同比增长8.9%，迎峰度夏期间，全国大部分地区遭遇历史罕见的大范围持续高温天气，三季度当城乡居民生活用电增速达到17.6%。 　　第三产业延续高速增长势头。前三季度同比增长10.9%，其中三季度增长13.6%，反映出第三产业市场消费需求依然活跃，对保持经济和用电平稳增长起到有效支撑。第三产业用电所占全社会用电比重同比提高0.44个百分点。 　　电力消费结构继续优化。第二产业用电量同比增长6.5%，占全社会用电量比重同比降低0.55个百分点，降幅比上半年扩大0.33个百分点。化学原料及制品业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业四大重点用电行业合计用电增长5.1%，其中，一、二、三季度分别增长5.3%、3.3%和6.9%，分别比同期全社会用电量增速高1.0、低2.7和低4.0个百分点；占全社会用电量比重同比降低0.60个百分点，降幅比上半年扩大0.25个百分点。 　　西部地区用电保持较高增长，东部和中部地区用电增速逐季上升。前三季度，东、中、西和东北地区用电同比分别增长6.4%、6.8%、9.8%和4.4%，其中，东部和中部地区用电增速逐季上升，三季度均实现两位数增长。 图2　2013年前三季度各地区全社会用电量增速情况图 　　（二）电力供应能力充足 　　前三季度，完成电力投资4930亿元、同比增长6.4%，其中电源同比增长2.1%，电网同比增长10.8%。新增发电装机5457万千瓦，9月底全国6000千瓦及以上电厂装机容量11.63亿千瓦、同比增长9.5%。国家统计局统计全国规模以上电厂发电量3.87万亿千瓦时、同比增长6.8%。发电设备利用小时3385小时、同比降低55小时。 图3　2006-2013年前三季度发电设备利用小时情况图 　　三季度各月水电发电持续负增长，水电设备利用小时同比下降。前三季度完成投资同比增长11.8%，新增装机1867万千瓦，截至9月底全国6000千瓦及以上水电装机2.31亿千瓦、同比增长12.4%，规模以上水电厂发电量同比增长4.0％，其中三季度各月同比分别下降6.5%、10.1%和5.7%，前三季度利用小时同比下降150小时。 　　风电发电量保持高速增长，设备利用率继续提高。前三季度，风电完成投资同比减少3.5%，并网风电新增装机647万千瓦，9月底全国6000千瓦及以上并网风电装机6826万千瓦、同比增长23.6%，发电量同比增长40.6%，利用小时1522小时、同比提高138小时，提高幅度比上半年扩大47小时，风电设备利用率继续提高。并网太阳能发电新增装机321万千瓦、同比增加290万千瓦，9月底6000千瓦及以上并网太阳能发电装机684万千瓦，发电量56亿千瓦时。 　　核电投资同比减少，设备利用小时同比下降。前三季度完成投资同比减少21.3%，新增装机221万千瓦，9月底核电装机1461万千瓦、同比增长16.7%，发电量同比增长11.7%，利用小时同比下降12小时。 　　三季度各月火电发电量保持两位数增长，设备利用小时同比降幅进一步收窄。前三季度完成投资与上年同期基本持平，占电源投资的比重为26.5%，新增装机2402万千瓦，9月底全国6000千瓦及以上火电装机8.42亿千瓦、同比增长7.2%，规模以上火电厂发电量同比增长6.5%，当季各月同比分别增长11.3%、19.2%和11.0%，前三季度利用小时同比下降6小时，下降幅度比上半年收窄77小时。 　　跨区送电保持快速增长。前三季度，全国跨区送电量1803亿千瓦时、同比增长15.9%，跨省输出电量5773亿千瓦时、同比增长6.4%。其中，东北外送电量增长66.7%，华中外送电量增长28.6%，西北外送电量减少8.8%。南方电网区域西电东送电量945亿千瓦时、同比增长1.5%。三峡电站送出电量675亿千瓦时、同比减少12.3%。 　　（三）全国电力供需总体平衡，迎峰度夏安全稳定 　　前三季度，全国电力供需总体平衡，局部地区供需偏紧。其中，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华北、华中和南方区域电力供需总体平衡，华东区域电力供需偏紧，江苏、浙江等省份在年初、迎峰度夏用电高峰时段出现错避峰。 　　二、四季度全国电力供需形势预测 　　（一）四季度电力消费增速将有所回落 　　总体判断，四季度国内经济将继续保持平稳增长，增速可能略低于三季度。考虑到上年四季度用电基数较高，国家化解钢铁、水泥、电解铝、平板玻璃、船舶五大行业产能严重过剩矛盾以及气温影响等因素，预计四季度全社会用电量增速将比三季度回落，四季度全社会用电量同比增长6.5%-7.5%，全年全社会用电量5.31万亿千瓦时、同比增长7.0%左右。 　　（二）电力供应能力充足，可再生能源装机新增较多 　　预计全年新增发电装机9100万千瓦左右，其中，可再生能源装机新增4900万千瓦左右，火电新增4000万千瓦左右，核电新增221万千瓦。预计2013年底全国发电设备容量将达到12.3亿千瓦左右，将成为世界上发电装机规模最大的国家，其中火电8.6亿千瓦、核电1461万千瓦、可再生能源3.6亿千瓦，可再生能源占全国装机比重在30%左右。 　　（三）四季度全国电力供需总体平衡 　　综合考虑部分区域可能出现的极端低温天气、重点流域汛期来水偏枯导致电站蓄水减少、火电机组集中脱硝达标改造、天然气供应紧张及价格上调、风电太阳能发电大规模发展等因素对电力供需可能产生的影响，预计四季度全国电力供需总体平衡，华东和南方区域部分省份在迎峰度冬用电高峰时段电力供需平衡偏紧，华北和华中区域电力供需基本平衡，东北和西北区域电力供应能力富余较多。预计全年发电设备利用小时4530小时左右，其中火电设备利用小时5000小时左右。 　　三、有关建议 　　（一）做好迎峰度冬工作预案，确保电力系统安全稳定运行 　　一是统筹火电机组脱硝等改造时间，保障电力供应。按照国家尤其是地方政府特别排放限值的达标改造期限要求，一批火电机组需要在冬季进行脱硝等达标改造，对迎峰度冬期间保障电力热力供应带来影响，建议有关部门统筹协调好火电机组改造与保障电力热力供应。二是高度重视“三北”地区供热与风电消纳对电力系统安全稳定运行的影响，合理安排热电机组与风电机组运行时间，保障电力系统安全稳定经济运行。三是加快迎峰度冬重点工程建设和投运，提高电力系统整体供电能力。四是做好有序用电工作，细化相应措施，及时发布电力供需信息，引导社会实施有序用电。 　　（二）统筹安排好天然气供应，疏导燃机电价矛盾，优化天然气发电布局 　　一是统筹做好用电用气高峰期间燃气调峰机组用气与城乡居民生活用气、工业用气保障工作。加快储气库建设，提高输气管网储气调峰能力，优先保障居民用气，满足电力系统调峰需求。二是加快疏导燃机电价矛盾。地方政府增加财政补贴额度，弥补燃机发电亏损。统筹制定全国天然气发电价格补贴政策，省级政府落实资金来源和补贴水平。三是优化天然气发电布局。根据经济社会发展承受能力和各省市区财政补贴能力，合理确定天然气发电规模。坚持大中小相结合、多种方式共同发展原则，鼓励和优先发展天然气分布式能源系统，提高能源利用效率；在风电等新能源大规模发展、系统调峰容量严重不足地区，有序发展大型单循环燃气调峰机组。 　　（三）优化风电、光伏发电布局，加快解决弃风弃光问题 　　2012年以来，我国风电设备利用率逐步提高，但“三北”风电基地仍然存在“弃风”问题，少数光伏发电基地存在“弃光”问题。要解决这些问题，一是坚持集中与分散相结合原则，优先鼓励分散、分布式风电和光伏发电发展。二是做好统筹规划。坚持发展目标要与国家财政补贴能力相平衡，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。三是加快跨大区通道建设。加快核准和超前建设包括特高压输电工程在内的跨区跨省通道工程，以消纳 “三北”基地现有的过剩发电能力。在消纳市场未确定及跨区跨省通道未开工建设前，应适度控制“三北”地区大规模集中式开发。四是增加可再生能源发展基金中财政专项资金额度，开辟新的补贴资金渠道。风电、光伏发电等发展离不开国家财政补贴，尽管可再生能源电价附加已调升到1.5分/千瓦时，但随着开发规模不断增加，现有电价附加水平将仍然不足，存在补贴金额不足风险。财政补贴资金即可再生能源发展基金中，除增加可再生能源电价附加水平外，更应拓宽可再生能源发展基金来源，如大幅增加国家财政专项资金补贴，开辟新的资金渠道。五是加快风电、太阳能发电技术创新，进一步降低造价，提高质量，逐步提高与传统能源发电的市场竞争力，减轻国家财政补贴压力。六是加快建立调峰调频等辅助服务电价机制，用经济手段调动发电机组调峰调频积极性，促进可再生能源消纳。 　　（四）加快理顺电价形成机制，促进行业科学发展 　　我国已经进入电价上涨周期，要立足于电力市场化改革顶层设计，加快推进电价机制改革，更多采用市场机制调节电价，减少行政干预：一是加快形成独立的输配电价机制，稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。地方政府不得通过行政手段指定直接交易的对象、电量和电价，不得指定交易的降价优惠幅度，国家有关部门应加大电价检查力度，规范电价秩序。二是加快发电环节两部制电价改革。调整完善水电价格形成机制；研究云南、四川、湖南等水电大省的火电价格形成机制，解决这些地区长期亏损的火电企业生存问题；加快理顺天然气发电价格机制。三是针对华北、东北等地区热电联产企业供热普遍亏损的实际，建议政府有关部门对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价，并执行煤热价格联动机制；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以财政补贴，以缓解企业经营困难，保障迎峰度冬期间安全稳定供热。 　　（五）尽快研究制定电能替代战略规划，加快实施电能替代工程 　　贯彻落实国务院大气污染防治行动计划，加快解决我国严重灰霾天气问题，需要加快实施电能替代工程。建议：一是国家尽快研究制定电能替代战略规划，出台电能替代产业政策。以电能替代战略规划统筹指导实施“以电代煤”和“以电代油”工程，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。二是加快实施电能替代工程。在工业和民用领域推广“以电代煤”，降低散烧煤应用范围，提高煤炭转化为电力的比重。在城市交通领域，大力推动城市电动汽车、电气化轨道交通的研发和应用，推广新建小区建设电动汽车充电桩。三是加快调整电源结构和优化电源布局，积极高效发展核电、新能源发电，加快西南水电基地开发以及西部、北部大型煤电基地规模化和集约化开发，通过特高压等通道向东中部负荷中心输电，实现更大范围的资源优化配置和环境质量的结构性改善。四是通过市场机制和经济手段促进节能减排，深化电力需求侧管理，推行合同能源管理，推进发电权交易，研究火电氮氧化物排污权交易。五是提高电力企业环保设施运行维护管理水平，发挥好现有环保设施的污染物控制能力。 　　（六）加快西南水电基地外送通道建设，统筹考虑西南水电开发及市场消纳 　　今年以来，在各级政府部门统筹协调和电力企业积极努力下，加上来水偏枯较多，西南水电基地弃水量明显少于年初预期，但未来仍存在大量弃水风险。建议：一是国家有关部门超前统筹规划西南水电等可再生能源的开发，尽早明确市场消纳和输电通道。二是按规划及时核准、开工西南水电基地的外送通道工程，加快溪洛渡-浙西以及云南金沙江中游送电广西等跨区通道建设，确保外送通道尽早投产。三是对弃水严重的省份适当控制风电、太阳能等电源开发进度。

前三季度，全国电力供需总体平衡，局部地区电力供应能力有一定富余，南方电网在前四月供应紧张。受经济增长放缓等因素影响，全社会用电量增速持续低位下行，第二产业特别是工业、制造业用电量增速明显下滑，第三产业和城乡居民生活用电量较快增长。第二季度以来水电发电量持续较快增长，火电发电量增速及火电设备利用小时下降幅度逐月扩大，电煤供应总体平衡。电网投资有所增长，电源投资同比下降。 第四季度，预计我国宏观经济增长将趋稳回升，带动用电需求增速小幅回升。预计第四季度全国全社会用电量为1.23-1.25万亿千瓦时、同比增长4%-6%；全年全国全社会用电量4.94万亿千瓦时左右、同比增长5.0%左右。总体判断，第四季度全国电力供需总体平衡。 一、前三季度全国电力供需状况 今年以来，受电力需求增长放缓、来水较好水电大发、电煤供应较好等因素影响，全国电力供需总体平衡，东北和西北区域电力供应能力有一定富余，南方电网在前四月出现错峰限电。前三季度全国电力供需主要特点是： （一）全社会用电量增速持续低位下行，但各季度增速环比降幅逐步收窄 前三季度，全国全社会用电量3.69万亿千瓦时，同比增长4.8%，增速同比回落7.1个百分点。分季度看，第一、二、三季度，全社会用电量同比分别增长6.8%、4.3%和3.6%，与GDP增速逐季回落、但增速环比回落幅度逐季收窄的变化趋势一致。 图1 2012年前三季度电力消费结构图 前三季度，第一产业用电量同比下降0.3%。第二产业及其所属工业、制造业用电量同比分别增长2.9%、2.9%和2.3%，增速同比分别回落9.2、9.1和10.1个百分点；第二产业第一、二、三季度用电量同比分别增长4.5%、2.9%和1.6%，增速逐季回落；第二产业前三季度所占全社会用电量的比重同比降低1.4个百分点，对全社会用电量增长的贡献率大幅低于上年同期30.2个百分点，拉动全社会用电量增长的作用明显减弱；制造业中的化学原料及制品业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业四大重点行业合计用电量同比增长1.0%，占全社会用电量的比重同比降低1.2个百分点，对全社会用电量增长的贡献率大幅低于上年同期26.8个百分点，是工业乃至全社会用电量增速回落的重要原因。第三产业及城乡居民生活用电量同比分别增长11.3%和11.6%，对全社会用电量增长的贡献率分别高出上年同期13.1和18.2个百分点，对全社会用电量增长起到较大的拉动作用；所占全社会用电量比重分别同比提高0.7和0.8个百分点。 图2 2012年四大行业合计及分行业用电量增速分季度情况图 前三季度，东、中、西和东北区域用电量同比分别增长3.9%、5.0%、7.6%和1.2%，增速同比分别回落6.1、6.7、9.6和8.1个百分点。分季度看，西部区域各季度用电量保持平稳增长；东部和东北区域用电量增速逐季回落，其中东北区域第三季度已经负增长；中部区域第三季度增速略有回升，但仍明显偏低于第一季度增速。 （二）发电装机容量继续增加，火电发电量增速及火电设备利用小时下降幅度逐步扩大 截至9月底，全国6000千瓦及以上发电装机容量10.63亿千瓦，其中，水电2.05亿千瓦、火电7.87亿千瓦、核电1257万千瓦、并网风电5521万千瓦。前三季度，全国新增发电生产能力4138万千瓦，同比减少824万千瓦，主要是火电同比减少713万千瓦。 根据国家统计局数据，前三季度，全国规模以上电厂发电量同比增长3.6%；其中，水电发电量同比增长24.3％，第一、二、三季度增速分别为-1.2%、18.1%、43.8%，逐季明显上升；受电力消费需求持续回落及水电大发共同影响，火电发电量同比下降0.2%，增速同比降低14.6个百分点，第一、二、三季度增速分别为7.0%、-1.7%、-5.3%，逐季回落。 前三季度，全国发电设备累计平均利用小时3439小时，同比降低151小时。其中，水电设备平均利用小时2788小时，同比增加416小时；水电生产大省福建、江西、贵州、湖南和甘肃的水电设备利用小时同比分别提高1575、1386、827、806和737小时。火电设备平均利用小时3707小时，同比降低269小时，其中一季度和上半年的火电设备平均利用小时同比分别提高4小时和下降113小时，降幅逐步扩大；重庆、云南、福建、湖南、湖北和广西火电设备平均利用小时同比分别下降1092、949、896、878、660和633小时，消费需求持续放缓、水电大发是这些省份火电设备利用小时大幅下降的主要原因。 （三）跨省跨区送电较快增长，华中、三峡外送电量及南方电网西电东送电量第三季度明显增加 前三季度，全国跨省输出电量同比增长14.1%，跨区送电量同比增长21.1%。其中，华中区域外送电量同比增长32.8%，第三季度外送西北和华北区域电量明显增加。三峡累计送出电量同比增长29.6%，其中第三季度同比增长52.5%。南方电网西电东送电量同比增长15.2%，其中7、8、9月份同比分别增长36.5%、67.6%和80.2%。 （四）电煤供应总体平稳，下水市场煤价下降较多，发电企业累计到厂煤价降幅较小 今年以来重点电厂电煤库存总体维持较高水平，截至9月底，全国重点电厂的电煤库存为9032万吨，可用29天。今年以来煤炭价格总体处于下行态势，沿海下水市场煤价下降较多，但由于煤电企业重点合同煤炭价格的上升幅度很多都超过了国家监管规定的5%，加上坑口煤和内陆煤价格降幅相对较小，五大发电集团实际到场标煤价格同比下降幅度相对较小，前三季度五大发电集团累计到厂标煤单价同比仅降低21元/吨。 今年以来发电企业经营情况总体有所改善，尤其是近月来五大发电集团火电业务当月已转为略有盈利，加上水电大发，集团整体盈利状况好于上年。受煤电联动政策不到位、历史欠账较大造成企业高负债导致企业财务费用明显上升，加上今年火电设备利用小时明显下降，前三季度五大发电集团火电业务仍然累计亏损，亏损面接近50%。 （五）电源完成投资同比下降，电网完成投资有所增长 前三季度，全国电力工程完成投资4634亿元，与上年持平；其中，电源完成投资同比下降3.7%，电网完成投资同比增长4.4%。电源投资中，水电投资同比增长29.2%，风电、火电投资同比分别下降28.0%和15.0%，火电完成投资占电源投资的比重为27.0%，同比降低3.6个百分点；核电完成投资同比下降2.3%。 二、第四季度全国电力供需形势预测 我国当前经济增长逐渐趋稳，第四季度GDP增速将有所回升。与经济增长趋稳回升相对应，第四季度电力需求增速将比第三季度小幅回升。初步预计，第四季度全国全社会用电量为1.23-1.25万亿千瓦时、同比增长4%-6%；全年全国全社会用电量4.94万亿千瓦时左右、同比增长5.0%左右。预计年底全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。 当前，全国重点火电厂电煤库存较高，绝大部分重点水电厂蓄水情况较好，根据上述预测和初步的综合平衡分析，预计第四季度全国电力供需总体平衡；东北、西北区域电力供应能力有一定富余，“三北”地区冬季供热期间电力系统消纳风电困难；受天然气供应紧张等因素影响，华东区域个别地区在高峰时段可能存在电力供需偏紧。预计全年发电设备利用小时在4450-4550小时，火电设备利用小时在4900-5000小时，均比2011年有所降低。 三、有关建议 （一）做好迎峰度冬工作预案，确保电力系统安全稳定运行 一是关注华东等地区冬季天然气供需状况，做好燃气调峰机组在用电用气高峰时段的供气保障工作，满足电网调峰需求。二是高度重视“三北”地区在供热期间，因保供热带来电力系统调峰能力严重下降而可能造成风电消纳更为困难的问题；三是关注火电厂为降低生产成本掺烧劣质煤，大批火电机组进行脱硫、脱硝、除尘技术改造对机组出力及安全稳定运行所带来的问题。 （二）电煤价格并轨要以深化电价改革和保障铁路运力为先导 电煤价格并轨是深化电力市场化改革的重要内容。应首先建立完善市场化机制，在此基础上推进电煤价格并轨：一是完善煤电联动政策，清晰明确煤电联动的触发启动点，加快形成客观反映国内实际到厂煤炭价格指数，取消燃煤电厂自行消化30%的煤价上涨因素政策，在电煤价格涨幅超过一定幅度的情况下同步实行上网电价和销售电价联动；二是所有电煤重点合同转为中长期合同，大部分市场煤合同转为中长期合同，其电煤运输全部列入国家重点运输计划且将运力主要配置给发电集团，铁路部门优先调度安排电煤运输。 在建立市场化机制的基础上，推进电煤价格并轨还要解决如下几个具体问题：一是妥善解决好并轨过程中发电企业增加发电成本的补偿问题。二是通过财政注入资本金解决发电企业的历史欠账问题，降低企业资产负债率，提高企业可持续发展能力。三是加快推进流通领域体制改革，减少中间环节，取缔不合理的中间环节收费。四是解决好局部地区性问题。如，“三北地区”供热机组重点合同电煤比重较高，且煤热价格目前已倒挂，电煤价格并轨后将进一步增加企业的经营压力。 （三）加快核准开工建设一批重点电力项目 一是继续实施西电东送战略，加快推进特高压等跨区通道建设，尽快核准启动一批重点项目，将“三北”地区的风电及富裕电力输送到东中部地区；二是加强调峰调频电源建设，以提高电力系统消纳风电能力，同时，加快建设一批燃气电站并且理顺调峰电源的电价形成机制；三是研究出台促进分布式风电、太阳能发电发展的相关政策措施；四是加快核准和新开工西南水电基地等的一批水电项目，加大移民工作的机制研究，加强移民工作的协调力度，确保已核准水电项目的建设进度，确保按期投产；五是加大对智能电网以及城乡电网改造等方面的投资力度；六是在确保安全的前提下积极推进已核准的核电站项目，保持合理的电源在建规模，保障电力供需的中长期平衡。 （四）加强电价监管，完善脱硫、脱硝电价配套政策，促进节能减排 一是加强电价监管，防止部分地区借电力供需形势缓和之机，出台降低电价政策，拉动高耗能行业的生产。二是尽快完善和落实脱硫电价，提高并出台全国性脱硝电价政策，给予脱硫、脱硝改造工程专项资金支持。三是建议国家将企业缴纳的排污费，全部补助所缴企业，用于脱硫、脱硝、除尘工程改造。