展望后三季度，我國經(jīng)濟增長有望平緩回升，用電需求增速也將穩(wěn)中有升。預(yù)計上半年全社會用電量同比增長6%左右，全年增長7.0%左右。年底全國發(fā)電裝機13.4億千瓦左右。預(yù)計全國電力供需總體平衡，部分地區(qū)供需寬松與局部地區(qū)供需偏緊并存，東北和西北區(qū)域電力供應(yīng)能力富余較多，華北、華中區(qū)域部分省份在迎峰度夏期間的用電高峰時段電力供需可能偏緊。
一、一季度全國電力供需情況分析
（一）全社會用電量增長總體平穩(wěn)
一季度，全社會用電量1.28萬億千瓦時、同比增長5.4%，增速同比提高1.1個百分點，但比上年四季度回落3.0個百分點，其主要原因：一是暖冬影響，導(dǎo)致第三產(chǎn)業(yè)及城鄉(xiāng)居民生活的采暖用電負荷減少；二是國家主動加大化解產(chǎn)能過剩矛盾力度，加上華北等部分地區(qū)治理嚴(yán)重霧霾天氣，部分工業(yè)企業(yè)減產(chǎn)或停產(chǎn)；三是宏觀經(jīng)濟增長放緩，特別是固定資產(chǎn)投資增速回落，出口負增長等。
電力消費結(jié)構(gòu)進一步調(diào)整。第三產(chǎn)業(yè)、城鄉(xiāng)居民生活用電占全社會用電比重同比分別提高0.2和0.1個百分點，而第一產(chǎn)業(yè)、第二產(chǎn)業(yè)用電比重同比分別降低0.2和0.1個百分點，四大高耗能行業(yè)用電比重同比降低0.3個百分點。
圖1 2013、2014年一季度電力消費結(jié)構(gòu)對比圖
第三產(chǎn)業(yè)及城鄉(xiāng)居民生活用電增速相對偏低。第三產(chǎn)業(yè)用電同比增長6.6%，為“十一五”以來的季度最低增速，分別比上年同期及四季度回落2.6和1.9個百分點。城鄉(xiāng)居民生活用電同比增長6.0%，比上年四季度增速回落4.0個百分點。
設(shè)備制造業(yè)用電實現(xiàn)兩位數(shù)增長，四大高耗能行業(yè)用電增速回落。第二產(chǎn)業(yè)用電同比增長5.3%，對全社會用電增長的貢獻率達70.5%。制造業(yè)用電增長5.7%，其中設(shè)備制造業(yè)用電增長10.9%，四大高耗能行業(yè)用電增長4.2%、增速分別比上年同期及四季度回落1.1和4.4個百分點，制造業(yè)用電結(jié)構(gòu)的變化，充分反映出國家主動化解部分行業(yè)產(chǎn)能過剩和優(yōu)化調(diào)整產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)等宏觀調(diào)控政策的效果已經(jīng)顯現(xiàn)。
西部地區(qū)用電增速繼續(xù)領(lǐng)先，中部地區(qū)用電增速同比回升幅度較大。東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量分別增長4.1%、5.8%、8.4%和1.5%。其中，中部和東部地區(qū)用電增速同比分別回升4.5和1.8個百分點，而東北和西部地區(qū)用電增速同比分別回落2.8和1.9個百分點。
圖2 2013、2014年一季度各地區(qū)用電量增速情況圖
（二）各類電源投資明顯下降，水電、火電及風(fēng)電設(shè)備利用小時同比降低
一季度，電力工程完成投資同比下降5.6%，其中電源投資同比下降23.5%、電網(wǎng)投資同比增長13.4%；基建新增發(fā)電裝機1315萬千瓦，其中新增非化石能源發(fā)電裝機764萬千瓦。截至3月底全國6000千瓦及以上電廠裝機容量為12.24億千瓦，同比增長9.5%。全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量1.27萬億千瓦時、同比增長5.8%。全國發(fā)電設(shè)備利用小時1038小時、同比降低36小時。
水電在建規(guī)模大幅萎縮、投資明顯下降。3月底全國主要發(fā)電企業(yè)水電在建規(guī)模已降至4400萬千瓦、同比減少2200萬千瓦，投資同比下降38.3%。新增裝機409萬千瓦，截至3月底 6000千瓦及以上裝機2.46億千瓦、同比增長13.7%。發(fā)電量同比增長9.7%，設(shè)備利用小時551小時、同比降低47小時。
風(fēng)電投資下降、設(shè)備利用小時同比降低。一季度完成投資同比下降18.1%，新增裝機196萬千瓦，截至3月底并網(wǎng)裝機7929萬千瓦、同比增長23.6%。發(fā)電量同比增長11.0%，設(shè)備利用小時479小時、同比降低56小時。
并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機同比大幅增長。截止3月底全國并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機1758萬千瓦、為上年同期的4.4倍，發(fā)電量46.2億千瓦時。
核電投資同比下降，3月份核電新投產(chǎn)一臺機組。一季度投資同比下降11.2%，3月份廣東陽江核電站1號機組投產(chǎn)，截至3月底裝機1569萬千瓦、同比增長25.3%。發(fā)電量增長16.3%，設(shè)備利用小時1840小時、同比提高17小時。
火電投資及新增裝機同比下降。一季度完成投資同比下降13.9%，新增裝機566萬千瓦，截至3月底 6000千瓦及以上火電裝機8.66億千瓦、同比增長5.5%。發(fā)電量同比增長4.7%，設(shè)備利用小時1228小時、同比略降2小時。
跨區(qū)送電保持快速增長。一季度跨區(qū)送電量523億千瓦時、同比增長15.7%；跨省輸出電量1787億千瓦時、同比增長8.9%。南方電網(wǎng)區(qū)域西電東送電量同比下降1.6%。
電煤供應(yīng)總體寬松，天然氣供應(yīng)緊張。國內(nèi)煤炭市場供應(yīng)充足，煤炭價格先降后穩(wěn)。天然氣需求增長強勁，供暖期部分燃機發(fā)電供氣受限。自非居民用天然氣價格上調(diào)以來，部分燃機發(fā)電企業(yè)因地方補貼不到位出現(xiàn)持續(xù)虧損。
（三）全國電力供需總體平衡
一季度，全國電力供需總體平衡，其中，華北、華中和華東區(qū)域電力供需總體平衡，南方區(qū)域電力供需平衡有余，東北和西北區(qū)域電力供應(yīng)能力富余，陜西、西藏和海南電網(wǎng)有少量錯避峰。
二、后三季度電力供需形勢預(yù)測
（一）后三季度電力消費增速穩(wěn)中有升，全年增速低于上年
綜合各部門和機構(gòu)的預(yù)測結(jié)果，我國經(jīng)濟有望平緩回升，全年GDP增長7.5%左右。綜合考慮我國經(jīng)濟增長及產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整、國家大氣污染防治與節(jié)能減排、化解鋼鐵等高耗能行業(yè)產(chǎn)能過剩矛盾以及2013年迎峰度夏期間持續(xù)高溫導(dǎo)致用電基數(shù)偏高等因素，預(yù)計上半年我國全社會用電量同比增長5.5%-6.5%，暫推薦增長6%左右，預(yù)計全年全社會用電量同比增長6.5%-7.5%，繼續(xù)推薦增長7.0%左右。
（二）電力供應(yīng)能力充足，非化石能源發(fā)電裝機比重繼續(xù)提高
預(yù)計上半年新增發(fā)電裝機3400萬千瓦左右，全年新增9600萬千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電6000萬千瓦左右。預(yù)計年底全國發(fā)電裝機達到13.4億千瓦，其中非化石能源發(fā)電4.5億千瓦左右，非化石能源發(fā)電占比接近34%。
（三）后三季度全國電力供需總體平衡
預(yù)計后三季度全國電力供需總體平衡，部分地區(qū)供需寬松與局部地區(qū)供需偏緊并存。東北和西北區(qū)域電力供應(yīng)能力富余較多；華東和南方區(qū)域電力供需總體平衡；受跨區(qū)通道能力制約、部分機組停機進行脫硝等環(huán)保改造以及天然氣價格上調(diào)影響機組頂峰發(fā)電等影響，綜合考慮華中等地可能出現(xiàn)的高溫天氣以及長江流域、西南地區(qū)汛期來水偏少等因素，預(yù)計華北、華中區(qū)域部分省份在迎峰度夏期間的用電高峰時段電力供應(yīng)可能偏緊。預(yù)計全年發(fā)電設(shè)備利用小時4430-4480小時，其中火電設(shè)備利用小時5030-5080小時。
三、有關(guān)建議
（一）加強廠網(wǎng)協(xié)調(diào)，完善政策，促進綠色電力科學(xué)發(fā)展
為調(diào)整電力結(jié)構(gòu)、轉(zhuǎn)變電力發(fā)展方式，拉動經(jīng)濟平穩(wěn)增長，建議：一是盡快核準(zhǔn)開工一批大型水電、核電等重點電源項目，增加綠色經(jīng)濟的電源在建規(guī)模，確保電力綠色轉(zhuǎn)型和保障電力供需的中長期平衡。二是繼續(xù)加大電網(wǎng)投資力度。加快跨區(qū)跨省輸電通道建設(shè)，盡快核準(zhǔn)建設(shè)大型風(fēng)電、太陽能基地以及西南水電基地的外送通道，解決華北北部、西北和東北地區(qū)“棄風(fēng)”、“棄光”以及西南地區(qū)“棄水”難題。加快配電網(wǎng)建設(shè)及智能化升級，提高電力系統(tǒng)對分布式能源的消納能力，提高用電質(zhì)量及可靠性。三是加快完善并落實促進分布式發(fā)電發(fā)展相關(guān)政策措施。創(chuàng)新分布式發(fā)電商業(yè)模式，探索構(gòu)建以電力購買協(xié)議為載體，由投資者、開發(fā)商和中小用戶參與的第三方融資/租賃合作平臺，進一步破除分布式發(fā)電融資障礙; 進一步制定和落實分布式光伏發(fā)電的電費結(jié)算、補貼資金申請及撥付的工作流程，確保光伏發(fā)電補貼及時足額到位；完善天然氣分布式發(fā)電電價及補貼政策。四是加快研究完善電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)成本補償機制，用經(jīng)濟手段調(diào)動發(fā)電機組調(diào)峰調(diào)頻積極性，促進綠色能源消納。
（二）加快理順電價、熱價形成機制，促進解決云南等水電大省煤電企業(yè)及北方熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)長期普遍虧損問題
一是加快形成獨立的輸配電價機制，穩(wěn)妥推進電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易。應(yīng)加大市場監(jiān)管力度，對地方政府直接指定交易對象、電量、電價等行為及時糾正和追責(zé)。二是加快發(fā)電電價改革。盡快研究云南等水電大省的火電價格形成機制，在地區(qū)內(nèi)開展水、火電企業(yè)發(fā)電權(quán)交易，建立健全水電與火電互補機制，解決這些地區(qū)火電企業(yè)持續(xù)嚴(yán)重虧損、經(jīng)營狀況持續(xù)惡化而面臨的企業(yè)生存問題；盡快建立氣電價格聯(lián)動機制，加快理順天然氣發(fā)電價格機制；盡快研究兩部制電價改革。三是針對華北、東北及西北地區(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)供熱連年大面積虧損的實際困難，建議有關(guān)部門應(yīng)出臺分區(qū)域供熱價格指導(dǎo)政策，對供熱虧損較大的地區(qū)按照成本加成原則重新核定熱價；對熱價倒掛嚴(yán)重、虧損嚴(yán)重的供熱企業(yè)予以政策支持和財稅補貼。
（三）加快實施電能替代工程，推進提高電能在終端能源消費的比重和發(fā)電用煤在煤炭消費的比重
為貫徹落實國務(wù)院《大氣污染防治行動計劃》，盡快解決我國嚴(yán)重霧霾天氣問題，建議：一是國家盡快研究制定電能替代戰(zhàn)略規(guī)劃，出臺電能替代產(chǎn)業(yè)政策，不斷提升電能占終端能源消費的比重。以電能替代戰(zhàn)略規(guī)劃統(tǒng)籌指導(dǎo)實施“以電代煤”和“以電代油”工程，提高全社會電氣化水平。二是加快在工業(yè)、交通運輸業(yè)、建筑業(yè)、農(nóng)業(yè)、居民生活等主要領(lǐng)域?qū)嵤╇娔芴娲こ?，加快提高發(fā)電用煤占煤炭消費的比重。在工業(yè)和民用領(lǐng)域推廣“以電代煤”，降低散燒煤應(yīng)用范圍。在城市交通領(lǐng)域，大力推動城市電動汽車、電氣化軌道交通的研發(fā)和應(yīng)用，推廣新建小區(qū)建設(shè)電動汽車充電樁。三是加快調(diào)整電源結(jié)構(gòu)和優(yōu)化電源布局，促進全國范圍內(nèi)配置電能資源。四是通過市場機制和經(jīng)濟手段促進節(jié)能減排，推廣節(jié)能發(fā)電調(diào)度辦法，深化電力需求側(cè)管理，推行合同能源管理，推進發(fā)電權(quán)交易和大氣污染物排污權(quán)交易。
（四）正確認(rèn)識燃煤電廠對霧霾的影響，科學(xué)提出治理要求
近期環(huán)保部門要求京津冀地區(qū)燃煤電廠在2014年年底前完成特別排放限值改造，該要求是繼2011年《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）、2013年《關(guān)于執(zhí)行大氣污染物特別排放限值的公告》后的再次趨嚴(yán)要求，電廠剛剛完成改造又要再次改造，面臨技術(shù)選擇難、工期過短、電網(wǎng)調(diào)度安排難等系列問題。要達到特別排放限值要求，燃煤電廠單位治理成本越來越高，取得的環(huán)保效益越來越小。建議：一是科學(xué)分析燃煤電廠從執(zhí)行排放標(biāo)準(zhǔn)限值改為執(zhí)行特別排放限值對環(huán)境質(zhì)量改善的效果，以及環(huán)保改造資金投入和環(huán)境效益產(chǎn)出性價比。二是指導(dǎo)企業(yè)選擇能夠長期、連續(xù)、穩(wěn)定達標(biāo)且技術(shù)可行、經(jīng)濟合理的技術(shù)改造路線，并出臺實施特別排放限值的環(huán)保電價政策。三是針對海南等地區(qū)因進行煤電脫硝等環(huán)保改造可能造成較大電力缺口的情況，建議當(dāng)?shù)乜蛇m當(dāng)推遲煤電環(huán)保改造完成時間，避免停機改造影響到電力供需平衡。
信息來源: 中電聯(lián)規(guī)劃與統(tǒng)計信息部
