一、電力工業發展現狀

(一)2014年電力工業發展情況

2014年，電力工業持續健康發展，裝機總量及發電量進一步增長，非化石能源發電量比重首次超25%，火電發電量負增長，設備利用小時創新低。

根據中電聯年度快報統計，截至2014年底，全國全口徑發電裝機容量為13.6億千瓦，同比增長8.7%，其中非化石能源發電裝機容量4.5億千瓦，占總裝機容量比重為33.3%。2014年，全國全口徑發電量5.55萬億千瓦時，同比增長3.6%，其中非化石能源發電量1.42萬億千瓦時，同比增長19.6%;非化石能源發電量占總發電量比重自新中國成立以來首次超過25%，達到25.6%、同比提高3.4個百分點。全國發電設備利用小時4286小時(本書中的發電設備利用小時均為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，全年基建新增發電裝機容量10350萬千瓦，同比增加128萬千瓦，其中新增非化石能源發電裝機容量5702萬千瓦;新增220千伏及以上變電設備容量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合計完成投資7764億元，同比增長0.5%。其中，電源投資3646億元，同比下降5.8%;電網投資4418億元，同比增長6.8%。

1、水電裝機達到3億千瓦，水電發電量高速增長，設備利用小時達到9年來最高水平

2014年，水電投資完成960億元，同比下降21.5%。基建新增水電裝機容量2185萬千瓦，同比減少911萬千瓦，其中云南和四川合計新增1684萬千瓦，占全國水電新增裝機容量的77.1%。截至12月底，全國全口徑水電裝機容量3.0億千瓦(其中抽水蓄能2183萬千瓦)，同比增長7.9%。全年主要發電企業常規水電新開工規模接近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工程陸續竣工投產，年底常規水電在建規模大幅萎縮至不足3000萬千瓦。

2014年，全國水電發電量1.07萬億千瓦時，首次超過1萬億千瓦時、同比增長19.7%，受主要水電生產地區汛期來水情況較好而2013年汛期來水偏枯導致基數低影響，汛期以來水電發電量持續高速增長;主要水電生產省份中，貴州、廣西、重慶、云南和四川水電發電量增速超過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、甘肅和云南水電設備利用小時分別達到4528、4488和4345小時。全國水電裝機容量超過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、風電投資大幅增長，設備利用小時同比降低，并網太陽能發電裝機容量及發電量大幅增長

2014年，主要受風電上網電價政策調整預期影響，風電投資完成993億元，首次超過水電、火電、核電投資，成為電源建設中完成投資最多的一類，同比大幅增長52.8%。基建新增并網風電裝機容量2072萬千瓦，年度新增規模首次超過2000萬千瓦，同比增加585萬千瓦，其中甘肅、新疆、內蒙古、山西、寧夏、河北和云南新增并網風電裝機容量超過100萬千瓦。截至12月底，全國并網風電裝機容量9581萬千瓦，同比增長25.6%，其中內蒙古和甘肅分別達到2070和1008萬千瓦。

2014年，全國并網風電發電量1563億千瓦時，同比增長12.2%。風電設備利用小時1905小時，同比降低120小時。并網風電裝機容量超過100萬千瓦的15個省份中，福建、云南和廣東風電設備利用小時超過2200小時，新疆、江蘇和內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、貴州和云南風電設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、內蒙古和寧夏降幅超過100小時。據了解，往年棄風較多的地區在2014年棄風率有所下降，來風少、風速下降是2014年大部分地區風電設備利用小時下降的最主要原因。

截至12月底，全國并網太陽能發電裝機容量2652萬千瓦(絕大部分為光伏發電)，同比增長67.0%，其中甘肅、青海和新疆分別達到517、411和376萬千瓦，內蒙古和江蘇超過200萬千瓦，寧夏和河北超過100萬千瓦。2014年，全國并網太陽能發電量231億千瓦時、同比增長170.8%。

3、核電投資同比繼續負增長，全年新投產核電裝機規模創年度新高

2014年，核電投資完成569億元，同比下降13.8%;全年新增核電機組5臺、547萬千瓦，是投產核電機組最多的一年，分別是3月投產的廣東陽江核電站1號機組、5月投產的福建寧德核電站一期2號機組和遼寧紅沿河核電站一期2號機組、11月投產的福建福清核電站1號機組和12月投產的浙江秦山核電站一期擴建工程1號機組。截至12月底，全國核電裝機容量1988萬千瓦，同比增長36.1%，核電在建規模2590萬千瓦。2014年，全國核電發電量1262億千瓦時，同比增長13.2%，核電設備利用小時7489小時、同比降低385小時。

4、火電發電量同比負增長，利用小時創新低

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，全國全口徑火電發電量4.17萬億千瓦時、同比下降0.7%，受電力消費需求放緩、非化石能源發電量高速增長等因素影響，火電發電市場萎縮，火電發電量自1974年以來首次出現負增長。分省份看，全國共有16個省份火電發電量同比下降，其中云南、上海、廣西、貴州和西藏火電發電量同比下降超過10%，電力消費需求放緩以及水電多發是主因;湖南、四川、廣東和湖北火電發電量同比下降超過5%，河南、青海、河北、浙江、江蘇、福建和山西火電發電量也為負增長。

2014年，全國火電設備利用小時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，火電機組為規模越來越大且增長迅速的水電、風電、太陽能發電等非化石能源發電承擔調峰任務也是重要原因，客觀上為水電、風電、太陽能發電等消納作出重要貢獻。各省份間火電設備利用小時相差明顯，寧夏達到6101小時，多年來持續領先于其他省份;海南5559小時，主要是電力消費需求保持一定增長而近兩年發電裝機容量增加少;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、非化石能源發電快速發展或外來電增加較多等共同作用的必然結果。

2014年，全國共有24個省份火電設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的原因，上海、浙江、廣東和江蘇還有跨省區線路投產后受入電量大幅增加的原因。

5、跨省區送電量保持快速增長

2014年，全國完成跨區送電量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，南方電網區域完成“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、電煤供應持續寬松，發電用天然氣供應總體平穩，但部分企業虧損加重

2014年，全國煤炭市場需求持續低迷，全年煤炭消費量比上年減少，全國重點電廠累計耗煤12.5億噸，同比下降7.4%。煤炭產能繼續釋放，全年煤炭進口2.91億噸，同比下降10.9%，國內煤炭市場供應充足，電煤供應持續寬松，全國重點電廠存煤量總體呈逐月上升態勢，12月底存煤量9455萬噸，可用24天，總體處于正常偏高水平。

一季度天然氣消費需求增長強勁，部分地區天然氣發電受到供氣限制，隨著供暖期結束，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能力的提升，全國天然氣供應總體平穩。但2014年9月天然氣價格再次上調導致天然氣發電廠虧損加重、經營壓力持續上升。

(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，運行安全穩定。受氣溫及經濟穩中趨緩等因素影響，全社會用電量增速放緩到3.8%，同比回落3.8個百分點，電力消費需求增速創1998年以來新低;三次產業和居民生活用電量增速全面回落，第三產業用電量增速明顯領先于其他產業，其中信息業用電持續保持旺盛勢頭;四大重點用電行業增速均比上年回落，設備制造業用電保持較快增長，產業結構優化調整效果顯現。

1、電力消費需求增速創1998年以來新低

根據中電聯年度快報統計，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,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偶然因素相互疊加的結果。從隨機偶然因素看，全年平均氣溫特別是夏季較2013年同期偏低，貢獻全年全社會用電增速下降超過1個百分點，并且經濟進入新常態后，氣溫因素對電力消費需求的影響將比以往更為明顯。從必然因素看，經濟增速穩中趨緩對電力消費需求增速回落影響也很大，同時，下半年分月電力消費平穩增長的態勢也反映出當前經濟增速是平穩趨緩而不是急速下降，仍處于合理增長區間。

從電力消費結構看，第一產業用電量994億千瓦時，占全社會用電量比重為1.80%;第二產業用電量4.07萬億千瓦時，占比為73.60%;第三產業用電量6660億千瓦時，占比為12.06%;城鄉居民生活用電量6928億千瓦時，占比為12.54%。第三產業用電量比重同比提高0.30個百分點，第一產業、第二產業和城鄉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(見圖2、圖3)。

2、城鄉居民生活用電量增速比上年大幅回落

2014年，城鄉居民生活用電量同比增長2.2%，同比回落6.7個百分點;對全社會用電量增長的貢獻率為7.6%，同比回落7.1個百分點。

分季度看，各季度增速依次為6.0%、7.4%、-5.6%和3.8%。2014年夏季極端持續高溫天氣較2013年同期明顯偏少，長江中下游等地區出現涼夏，當季增速同比大幅回落23.2個百分點，對全社會用電量增長的貢獻率為-58.9%，是導致當季全社會用電量低速增長的最主要原因。

分地區看，西部地區城鄉居民生活用電量同比增長7.7%，東部和東北地區同比分別增長2.4%和2.0%，中部地區同比下降3.1%。三季度，中部地區同比下降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、第三產業用電量增速比上年回落，信息業消費持續保持旺盛勢頭

2014年，第三產業用電量同比增長6.4%，同比回落3.8個百分點，對全社會用電量增長貢獻率為19.9%，同比提高4.5個百分點，超過其所占全社會用電量比重7.8個百分點。

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高等因素影響，三季度增速明顯偏低。第三產業內各行業間增長形勢差異較大，住宿和餐飲業用電量僅增長1.2%，增速同比回落4.1個百分點;受宏觀經濟趨緩影響，交通運輸倉儲郵政業用電量增長5.7%，增速同比回落4.0個百分點;受經濟轉型驅動，信息消費保持旺盛勢頭，信息業(信息傳輸、計算機服務和軟件業)用電量增長11.4%，增速同比提高0.5個百分點。

分地區看，東部、東北和中部地區第三產業用電量同比分別增長4.8%、5.5%和6.3%;西部地區增長11.7%，主要是在信息業、公共事業及管理組織、商業住宿和餐飲業用電量增速明顯領先于其他地區。

4、四大重點行業用電量增速同比回落，設備制造業用電量保持較快增長，產業結構優化調整效果顯現

2014年，第二產業用電量同比增長3.7%，增速同比回落3.4個百分點，對全社會用電量增長的貢獻率為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%。分地區看，西部、東部、中部和東北地區分別增長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。

2014年，工業用電量同比增長3.7%，其中，輕、重工業分別增長4.2%和3.6%。分三大門類看，采礦業用電量同比增長1.6%，增速同比回落4.6個百分點，其中煤炭開采和洗選業用電量下降1.6%;電力、燃氣及水的生產和供應業用電量增長1.2%，增速同比回落6.4個百分點，火電發電量負增長導致發電廠用電量增速下降是其重要原因;制造業用電量增長4.5%，增速同比回落2.5個百分點，三大門類中回落幅度最小。

分地區制造業用電量看，西部、東部、中部和東北地區同比分別增長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，西部地區制造業用電量增速繼續領先于其他地區，但增速回落幅度也最大。制造業日均用電量6月達到86.5億千瓦時/天的高位,經歷7～10月持續小幅回落后連續回升，12月達到86.7億千瓦時/天，創歷史新高。

2014年，化工(化學原料及制品業)、建材(非金屬礦物制品業)、黑色金屬(黑色金屬冶煉及壓延加工業)、有色金屬(有色金屬冶煉及壓延加工業)四大重點用電行業合計用電量同比增長3.7%，增速同比回落2.7個百分點，各季度增速分別為4.2%、5.0%、3.7%和2.1%，呈現先升后降態勢;化工、建材、黑色金屬和有色金屬行業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。設備制造業(包含通用及專用設備制造業、交通運輸電氣電子設備制造業)、廢棄資源和廢舊材料回收加工業用電量同比分別增長8.1%和9.3%，是制造業中用電形勢表現最好的兩個行業。上述變化，反映出產業結構優化調整效果顯現。

5、中部和東北地區用電量低速增長，中部和西部地區用電量增速比上年回落幅度偏大

2014年，東部地區全社會用電同比增長3.5%，增速同比回落3.1個百分點。分季度看，各季度增速依次為4.1%、5.1%、1.3%和3.8%。分產業看，第二產業用電量增長3.3%，增速同比回落2.8個百分點，其中四大重點用電行業增長3.0%，增速同比回落2.5個百分點;第三產業用電量增長4.8%，增速同比回落3.9個百分點;城鄉居民生活用電量增長2.4%，增速同比回落5.4個百分點，其中三季度城鄉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。分省份看，京津冀地區受節能減排、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;長三角地區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，其中三季度用電量同比分別下降12.5%、4.4%和7.2%;珠三角地區由于氣溫因素(當年一季度氣溫比上年同期偏冷、二季度以來高溫天氣天數比上年同期多)以及經濟運行相對平穩，廣東用電量同比增長8.4%，對全國用電量增長的貢獻率高達20.2%。

中部地區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，是增速回落幅度最大的地區。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。分產業看，第二產業用電量增長3.0%，同比回落2.5個百分點，其中四大重點用電行業增長1.1%，同比回落0.8個百分點;第三產業用電量增長6.3%，同比回落7.0個百分點;城鄉居民生活用電量同比下降3.1%，同比回落15.1個百分點，其中三季度城鄉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。分省份看，地區內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，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個月用電量負增長，河南同比增長0.7%，8月以來各月用電均為負增長，主要是第三產業、城鄉居民生活、黑色金屬和有色金屬用電增速下降較多(見圖5)。

西部地區全社會用電量同比增長6.4%，同比回落4.5個百分點。西部地區用電增速仍持續領先于其他地區，用電量所占全國比重同比提高0.7個百分點;由于具有資源及電價優勢,西部地區四大重點用電行業所占全國比重提高至41.3%，同比提高1.0個百分點，是比重唯一提高的地區。但是，在當前國內宏觀經濟趨緩，工業行業尤其是高耗能行業產能過剩、產品價格下降的背景下，各地區均存在結構調整壓力，高耗能行業用電增速放緩，帶動全社會用電量增速回落，西部地區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。分產業看，西部地區各產業用電量增速均明顯領先于其他地區，第二產業用電量增長5.6%，同比回落5.0個百分點，其中四大重點用電行業同比增長6.2%，同比回落4.3個百分點;第三產業用電增長11.7%，同比回落0.7個百分點;城鄉居民生活用電增長7.7%，同比回落3.0個百分點。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，分別為新疆(11.7%)、西藏(10.9%)和內蒙古(10.8%)，受高耗能行業用量增速回落影響，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。

東北地區全社會用電量同比增長1.7%，同比回落2.6個百分點。分季度看，各季度增速依次為1.5%、2.5%、2.7%和0.1%，四季度僅實現微弱增長。分產業看，第二產業用電量增長0.8%，同比回落2.8個百分點，其中四大重點用電行業同比下降0.6%，同比回落4.2個百分點;第三產業用電量增長5.5%，同比回落4.1個百分點;城鄉居民生活用電量增長2.0%，同比回落1.0個百分點。分省份看，遼寧、黑龍江和吉林用電量增速均遠低于全國平均水平，遼寧9月以來各月用電量均為負增長，全年用電量增速同比回落4.2個百分點。

6、全國電力供需分析

2014年，全國電力供需總體寬松，東北和西北區域供應能力富余較多，華中、華東和南方區域供需總體平衡，華北區域供需總體平衡，部分地區偏緊。省級電網中，受機組環保改造、氣溫、局部電網受限等因素影響，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。

華北電網區域電力供需總體平衡，部分地區偏緊。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，主要是區域內部分省份受節能減排以及高耗能行業產能過剩導致企業開工率下降影響;區域統調最高用電負荷1.92億千瓦，同比增長3.2%。基建新增發電裝機容量2106萬千瓦，12月底全口徑發電裝機容量2.9億千瓦，同比增長7.6%，其中并網風電裝機容量3301萬千瓦，同比增長18.5%。區域內電力供需總體平衡，部分地區偏緊，7月山東日最大錯峰負荷360萬千瓦，河北南網239萬千瓦，冀北87萬千瓦，天津36萬千瓦;2014年，華北區域發電設備利用小時4655小時，同比降低131小時，其中火電5145小時，同比降低61小時;風電1965小時，同比降低152小時。

東北電網區域電力供應能力富余較多。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，延續多年來的低迷態勢;區域統調最高用電負荷5462萬千瓦，與上年基本持平。基建新增發電裝機容量600萬千瓦，12月底全口徑發電裝機容量1.2億千瓦，同比增長5.4%，其中并網風電2289萬千瓦，同比增長10.0%。2014年，東北區域發電設備利用小時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較多，火電設備利用小時同比提高237小時)，低于全國平均水平509小時;風電1739小時，同比降低177小時，低于全國平均水平166小時。

華東電網區域電力供需平衡。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，主要是受氣溫因素影響，三季度用電量同比下降4.6%，增速環比回落9.7個百分點;區域統調最高用電負荷2.21億千瓦，同比增長2.7%。基建新增發電裝機容量1990萬千瓦，12月底全口徑發電裝機容量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荷112萬千瓦，福建有少量錯峰;2014年，華東區域發電設備利用小時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增長放緩和區域外來電增加較多;風電2144小時，同比降低39小時。

華中電網區域電力供需平衡。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，主要是受氣溫因素影響，其中三季度用電量同比下降2.3%，增速環比回落7.2個百分點;區域統調最高用電負荷1.51億千瓦，同比增長0.9%。基建新增發電裝機容量1798萬千瓦，12月底全口徑發電裝機容量2.8億千瓦，同比增長7.8%，其中水電裝機容量1.3億千瓦，占全國水電裝機容量的43%。區域電力供需平衡，7月河南日最大錯峰負荷90萬千瓦。2014年，華中區域發電設備利用小時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;風電1959小時，同比降低81小時。

西北電網區域電力供應能力富余。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，是用電增速回落幅度最大的區域，主要是在宏觀經濟趨緩、房地產市場低迷背景下，高耗能行業產能過剩、產品價格下滑導致企業開工率下降(占西北區域全社會用電量比重53%的四大行業用電量增速從上年的17.3%降至2014年的5.8%);區域統調最高用電負荷7147萬千瓦，同比增長3.7%。基建新增發電裝機容量2332萬千瓦，12月底全口徑發電裝機容量1.6億千瓦，同比增長13.9%，其中并網風電2346萬千瓦，同比增長47.1%;并網太陽能發電1473萬千瓦，占全國并網太陽能裝機的61%。1月西藏日最大錯峰負荷8.5萬千瓦，7月陜西日最大錯峰負荷116萬千瓦;2014年，西北區域發電設備利用小時4154小時，同比降低457小時，其中火電5233小時，同比降低220小時;風電1863小時，同比降低86小時。

南方電網區域電力供需平衡。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，是用電增速唯一同比提高的區域，主要是因廣東氣溫因素及經濟運行相對平穩;區域統調最高用電負荷1.36億千瓦，同比增長5.6%。基建新增發電裝機容量1524萬千瓦，12月底全口徑發電裝機容量2.4億千瓦，同比增長6.9%，其中水電1.0億千瓦。海南電力供應緊張，日最大錯峰負荷59.4萬千瓦，累計錯峰電量5.8億千瓦時;2014年，南方區域發電設備利用小時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，是全國最低的區域，其中云南低于3000小時，電力消費需求放緩以及水電多發是主要原因;風電2060小時、同比提高45小時。

(三)煤電清潔發展現狀及問題 1、煤電清潔發展現狀

(1)煤電結構進一步優化

2014年，火電結構進一步優化，技術水平進一步提高。高參數、大容量、高效環保型機組比例進一步提高。據中電聯初步統計，截至2014年底，全國30萬千瓦及以上火電機組比例達到77.7%，比2013年提高近1.4個百分點;2005～2014年累計關停小火電機組預計超過0.95億千瓦(見圖6)。

(2)供電煤耗持續下降

根據中電聯統計快報，2013年全國6000千瓦及以上火電機組供電標準煤耗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，煤電機組供電煤耗繼續保持世界先進水平(見圖7)。

(3)污染物減排能力進一步增強

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準》(gb13223-2011)，燃煤電廠除塵設施進行了大范圍改造，在繼續應用低溫電除塵器、高頻電源、移動電極技術的基礎上，濕式電除塵器等開始在一些新建機組和改造機組上大規模應用。同時，通過優化現有脫硫吸收塔內流場、改造濕法脫硫除霧系統等方式提高了對煙塵的協同脫除能力。經中電聯初步分析，2014年煤電平均除塵效率達到99.75%以上，比2013年提高0.1個百分點。

二氧化硫控制方面。經中電聯初步統計分析，截至2014年底，統計口徑內的燃煤發電機組基本上全部采取了脫硫措施，其中，煙氣脫硫機組容量約7.55億千瓦，約占全國煤電機組容量的91.5%，比2005年提高77個百分點，比美國2011年高31個百分點;其他機組主要為具有爐內脫硫能力的循環流化床鍋爐(見圖8)。

氮氧化物控制方面。經中電聯初步統計分析，截至2014年底，煙氣脫硝機組容量約6.6億千瓦，約占全國煤電裝機容量的80%，比2013年提高了近22個百分點，比美國(2011年)高30個百分點;預計火電煙氣脫硝比重達到72%左右(見圖9)。

環保資金投入方面。2014年，煤電企業積極籌措資金，克服困難，進行了大規模環保設施改造。經中電聯初步測算，僅2014年脫硫、脫硝、除塵建設和改造費用超過500億元，每年用于煤電環保設施運行的費用超過800億元。

(4)大氣污染物排放總量大幅下降

現役火力發電機組自2014年7月1日起實施《火電廠大氣污染物排放標準》(gb13223-2011)，隨著現役機組達標改造完成，2014年電力大氣污染物排放量大幅下降。經中電聯初步統計分析，電力煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放量預計分別降至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年實現)、氮氧化物排放量(2014年實現)全面提前完成《節能減排“十二五”規劃》規定的電力二氧化硫800萬噸、氮氧化物750萬噸的減排目標(最終數據以環保部的公布為準)。與2006年排放最高時相比，煙塵、二氧化硫、氮氧化物三項污染物排放之和減少了約50%(見圖10)。

(5)節能減排管理水平穩步提高

電力企業以高度的社會責任感，將節能減排納入企業發展的重大戰略及規劃，并作為企業依法生產經營的主要指標加以考核，節能減排工作貫穿于企業活動的各個領域和各個環節。

一是將節能減排技術監督與管理貫穿于技術改造和電力生產全過程，對影響發電設備經濟運行的重要參數、性能和指標進行監督、調整和評價，力爭使煤、電、油、汽、水等各方面的消耗達到最佳值。

二是加強運行管理。加強運行人員業務培訓，提高業務水平，保證機組優化運行，提高設備可靠性。通過加強各項參數調整，優化輔機運行方式，加強對標等措施，保證機組在最佳狀態運行。

三是積極推進節能減排綜合升級改造工作。繼續組織開展現役機組汽輪機通流改造、泵與風機變頻改造、微油點火改造、等離子點火改造、電網升壓改造、變壓器改造、配電線路改造等節能技術改造，能耗持續下降;繼續開展除塵、脫硫、脫硝提效改造，按國家要求開展取消旁路工作等。

在行業層面，中電聯積極服務于電力行業節能減排工作，在規劃、政策研究、提供統計咨詢、制訂技術標準、反映企業訴求、爭取優惠政策等方面發揮了積極作用。中電聯制訂并印發了《燃煤電廠除塵技術路線指導意見》，提出了除塵技術路線選擇的基本原則、通用意見及案例分析等。電力行業節能標準化技術委員會組織開展了《燃煤電廠二氧化碳排放統計指標體系》(dl/t1328-2014)和《燃煤電廠二氧化碳排放統計方法》兩項電力行業氣候變化專項標準的制定工作，為規范燃煤電廠二氧化碳統計核算方法、有效開展電力行業二氧化碳統計核算、摸清行業家底提供參考。中電聯持續開展能效對標活動，組織開展了全國火電60萬千瓦級和30萬千瓦級機組能效對標工作，發布了能效對標結果。

(6)單位發電量二氧化碳排放量持續下降

通過不斷推進電力結構調整、提升電力技術和管理水平，單位發電量二氧化碳排放強度不斷下降。經中電聯初步統計分析，以2005年為基準年，2006～2014年電力行業通過發展非化石能源、降低供電煤耗和降低線損率等措施累計減排二氧化碳約60億噸。2014年，電力行業單位發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，現役燃煤電廠開始實施《火電廠大氣污染物排放標準》(gb13223-2011);同年4月，環境保護部要求京津冀地區所有燃煤電廠在2014年底前完成特別排放限值改造;9月12日，發改委、環保部、能源局印發《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014～2020年)》，要求燃煤電廠達到燃機排放水平。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保設施重復改造，邊際成本增大。

初步分析，目前煙氣治理2.7分/千瓦時的環保電價對應的煤質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(高揮發份煤)。多個超低排放改造項目的成本體現在電價上，是在現行2.7分/千瓦時基礎上再增加0.5～2分/千瓦時甚至更高，即在低硫、低灰和高揮發份煤的條件下，比起特別排放限值規定，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還需突破。2014年，有數家電廠燃煤機組超低排放(比特別排放限值的要求排放還少)改造后投入運行。采取的主要措施：一是對已有技術和設備潛力(或者裕量)進行挖掘、輔機改造、系統優化;二是設備擴容，增加新設備;三是研發采用創新性技術;四是對煤質進行優化。總體來看，采用設備擴容(如增加脫硫塔)、增加新設備(如采用濕式除塵器)的方法較多，而采用創新性低費用的技術較少。在面對超低排放改造新要求時，大量煤質難以保障、場地受限、技術路線選擇困難的電廠實現超低排放改造的困難很大。

(2)排放標準考核方法使企業違法風險增大

《火電廠大氣污染物排放標準》(gb13223-2011)沒有明確火電廠大氣污染物的達標考核的方式。實際考核中，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，國家發展改革委、環境保護部印發了《燃煤發電機組環保電價與環保設施運行監管辦法》(發改價格[2014]536號)，該文件變相明確了按照濃度小時均值判斷是否達標排放，是否享受環保電價和接受處罰等。按小時均值考核要求遠嚴于按日、月均值考核。如美國排放標準以30天的滾動平均值考核，煤矸石機組則是以12個月的滾動平均值進行考核;歐盟按月均值考核，同時規定小時均值不應超標準200%，日均值不超110%。

煤電機組受低負荷(煙氣溫度不符合脫硝投入運行條件)、環保設施臨時故障、機組啟停機等影響，都會導致污染物排放的臨時性超標。按小時均值考核成為世界最嚴考核方式，企業的違法風險加大。

(3)煤電提效空間越來越小

2005年以來，供電煤耗快速下降，既緣于現有機組積極進行節能改造，更緣于大量新建的低煤耗機組提高了行業清潔利用水平。受國家宏觀經濟及產業結構調整影響，煤電發展速度明顯低于“十一五”及“十二五”初期，經過“十一五”以來大規模實施節能技術改造，現役煤電機組的經濟節能降耗潛力很小(再改造的經濟投入與產出比大幅度下降)，繼續提高效率空間有限。同時，伴隨風電、太陽能等可再生能源發電比重的快速提高，煤電調峰作用將顯著增強，機組參與調峰越多，煤耗越高。通過增加新機組方法優化煤電機組結構降低供電煤耗的空間越來越小。火電利用小時(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)、負荷率將持續走低，也嚴重影響機組運行經濟性，尤其是大容量、高效率機組的低煤耗優勢得不到充分發揮。

煤電節能與減少排放矛盾日趨加大。受到技術發展制約，對于主要靠增加設備裕度、增加設備數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60萬千瓦機組脫硫改造時增加了一個吸收塔，造成脫硫系統阻力增加1000帕，電耗增加3800千瓦，增加廠用電率0.5～0.6個百分點。根據企業實際反映，環保改造影響供電煤耗1.2克/千瓦時以上。