一、電力工業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀
?。ㄒ唬?014年電力工業(yè)發(fā)展情況
2014年，電力工業(yè)持續(xù)健康發(fā)展，裝機總量及發(fā)電量進一步增長，非化石能源發(fā)電量比重首次超25%，火電發(fā)電量負增長，設備利用小時創(chuàng)新低。
根據(jù)中電聯(lián)年度快報統(tǒng)計，截至2014年底，全國全口徑發(fā)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(fā)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(fā)電量5.55萬億千瓦時，同比增長3.6%，其中非化石能源發(fā)電量1.42萬億千瓦時，同比增長19.6%；非化石能源發(fā)電量占總發(fā)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(fā)電設備利用小時4286小時（本書中的發(fā)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(fā)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(fā)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(yè)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(wǎng)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(fā)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%?；ㄐ略鏊娧b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(fā)電企業(yè)常規(guī)水電新開工規(guī)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(xù)竣工投產(chǎn)，年底常規(guī)水電在建規(guī)模大幅萎縮至不足3000萬千瓦。
2014年，全國水電發(fā)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(chǎn)地區(qū)汛期來水情況較好而2013年汛期來水偏枯導致基數(shù)低影響，汛期以來水電發(fā)電量持續(xù)高速增長；主要水電生產(chǎn)省份中，貴州、廣西、重慶、云南和四川水電發(fā)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(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量及發(fā)電量大幅增長
2014年，主要受風電上網(wǎng)電價政策調(diào)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%?；ㄐ略霾⒕W(wǎng)風電裝機容量2072萬千瓦，年度新增規(guī)模首次超過2000萬千瓦，同比增加585萬千瓦，其中甘肅、新疆、內(nèi)蒙古、山西、寧夏、河北和云南新增并網(wǎng)風電裝機容量超過100萬千瓦。截至12月底，全國并網(wǎng)風電裝機容量9581萬千瓦，同比增長25.6%，其中內(nèi)蒙古和甘肅分別達到2070和1008萬千瓦。
2014年，全國并網(wǎng)風電發(fā)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(wǎng)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(nèi)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(nèi)蒙古和寧夏降幅超過100小時。據(jù)了解，往年棄風較多的地區(qū)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(qū)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(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量2652萬千瓦（絕大部分為光伏發(fā)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(nèi)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(wǎng)太陽能發(fā)電量231億千瓦時、同比增長170.8%。
3、核電投資同比繼續(xù)負增長，全年新投產(chǎn)核電裝機規(guī)模創(chuàng)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(chǎn)核電機組最多的一年，分別是3月投產(chǎn)的廣東陽江核電站1號機組、5月投產(chǎn)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(chǎn)的福建福清核電站1號機組和12月投產(chǎn)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(guī)模2590萬千瓦。2014年，全國核電發(fā)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(fā)電量同比負增長，利用小時創(chuàng)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(fā)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(fā)電量高速增長等因素影響，火電發(fā)電市場萎縮，火電發(fā)電量自1974年以來首次出現(xiàn)負增長。分省份看，全國共有16個省份火電發(fā)電量同比下降，其中云南、上海、廣西、貴州和西藏火電發(fā)電量同比下降超過10%，電力消費需求放緩以及水電多發(fā)是主因；湖南、四川、廣東和湖北火電發(fā)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(fā)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(guī)模越來越大且增長迅速的水電、風電、太陽能發(fā)電等非化石能源發(fā)電承擔調(diào)峰任務也是重要原因，客觀上為水電、風電、太陽能發(fā)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(xù)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(fā)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(fā)電快速發(fā)展或外來電增加較多等共同作用的必然結(jié)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(fā)的原因，上海、浙江、廣東和江蘇還有跨省區(qū)線路投產(chǎn)后受入電量大幅增加的原因。
5、跨省區(qū)送電量保持快速增長
2014年，全國完成跨區(qū)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(nèi)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(wǎng)區(qū)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(xù)寬松，發(fā)電用天然氣供應總體平穩(wěn)，但部分企業(yè)虧損加重
2014年，全國煤炭市場需求持續(xù)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(chǎn)能繼續(xù)釋放，全年煤炭進口2.91億噸，同比下降10.9%，國內(nèi)煤炭市場供應充足，電煤供應持續(xù)寬松，全國重點電廠存煤量總體呈逐月上升態(tài)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(qū)天然氣發(fā)電受到供氣限制，隨著供暖期結(jié)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(wěn)。但2014年9月天然氣價格再次上調(diào)導致天然氣發(fā)電廠虧損加重、經(jīng)營壓力持續(xù)上升。
?。ǘ?014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(wěn)定。受氣溫及經(jīng)濟穩(wěn)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(chuàng)1998年以來新低；三次產(chǎn)業(yè)和居民生活用電量增速全面回落，第三產(chǎn)業(yè)用電量增速明顯領先于其他產(chǎn)業(yè)，其中信息業(yè)用電持續(xù)保持旺盛勢頭；四大重點用電行業(yè)增速均比上年回落，設備制造業(yè)用電保持較快增長，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整效果顯現(xiàn)。
1、電力消費需求增速創(chuàng)1998年以來新低
根據(jù)中電聯(lián)年度快報統(tǒng)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(jié)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(jīng)濟進入新常態(tài)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(jīng)濟增速穩(wěn)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(wěn)增長的態(tài)勢也反映出當前經(jīng)濟增速是平穩(wěn)趨緩而不是急速下降，仍處于合理增長區(qū)間。
從電力消費結(jié)構(gòu)看，第一產(chǎn)業(yè)用電量994億千瓦時，占全社會用電量比重為1.80%；第二產(chǎn)業(yè)用電量4.07萬億千瓦時，占比為73.60%；第三產(chǎn)業(yè)用電量6660億千瓦時，占比為12.06%；城鄉(xiāng)居民生活用電量6928億千瓦時，占比為12.54%。第三產(chǎn)業(yè)用電量比重同比提高0.30個百分點，第一產(chǎn)業(yè)、第二產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)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(xiāng)居民生活用電量增速比上年大幅回落
2014年，城鄉(xiāng)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(xù)高溫天氣較2013年同期明顯偏少，長江中下游等地區(qū)出現(xiàn)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(qū)看，西部地區(qū)城鄉(xiāng)居民生活用電量同比增長7.7%，東部和東北地區(qū)同比分別增長2.4%和2.0%，中部地區(qū)同比下降3.1%。三季度，中部地區(qū)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(qū)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(chǎn)業(yè)用電量增速比上年回落，信息業(yè)消費持續(xù)保持旺盛勢頭
2014年，第三產(chǎn)業(yè)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(shù)高等因素影響，三季度增速明顯偏低。第三產(chǎn)業(yè)內(nèi)各行業(yè)間增長形勢差異較大，住宿和餐飲業(yè)用電量僅增長1.2%，增速同比回落4.1個百分點；受宏觀經(jīng)濟趨緩影響，交通運輸倉儲郵政業(yè)用電量增長5.7%，增速同比回落4.0個百分點；受經(jīng)濟轉(zhuǎn)型驅(qū)動，信息消費保持旺盛勢頭，信息業(yè)（信息傳輸、計算機服務和軟件業(yè)）用電量增長11.4%，增速同比提高0.5個百分點。
分地區(qū)看，東部、東北和中部地區(qū)第三產(chǎn)業(yè)用電量同比分別增長4.8%、5.5%和6.3%；西部地區(qū)增長11.7%，主要是在信息業(yè)、公共事業(yè)及管理組織、商業(yè)住宿和餐飲業(yè)用電量增速明顯領先于其他地區(qū)。
4、四大重點行業(yè)用電量增速同比回落，設備制造業(yè)用電量保持較快增長，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整效果顯現(xiàn)
2014年，第二產(chǎn)業(yè)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(qū)看，西部、東部、中部和東北地區(qū)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(yè)用電量同比增長3.7%，其中，輕、重工業(yè)分別增長4.2%和3.6%。分三大門類看，采礦業(yè)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(yè)用電量下降1.6%；電力、燃氣及水的生產(chǎn)和供應業(yè)用電量增長1.2%，增速同比回落6.4個百分點，火電發(fā)電量負增長導致發(fā)電廠用電量增速下降是其重要原因；制造業(yè)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(qū)制造業(yè)用電量看，西部、東部、中部和東北地區(qū)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(qū)制造業(yè)用電量增速繼續(xù)領先于其他地區(qū)，但增速回落幅度也最大。制造業(yè)日均用電量6月達到86.5億千瓦時/天的高位,經(jīng)歷7~10月持續(xù)小幅回落后連續(xù)回升，12月達到86.7億千瓦時/天，創(chuàng)歷史新高。
2014年，化工（化學原料及制品業(yè)）、建材（非金屬礦物制品業(yè)）、黑色金屬（黑色金屬冶煉及壓延加工業(yè)）、有色金屬（有色金屬冶煉及壓延加工業(yè)）四大重點用電行業(yè)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(xiàn)先升后降態(tài)勢；化工、建材、黑色金屬和有色金屬行業(yè)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(yè)（包含通用及專用設備制造業(yè)、交通運輸電氣電子設備制造業(yè)）、廢棄資源和廢舊材料回收加工業(yè)用電量同比分別增長8.1%和9.3%，是制造業(yè)中用電形勢表現(xiàn)最好的兩個行業(yè)。上述變化，反映出產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整效果顯現(xiàn)。
5、中部和東北地區(qū)用電量低速增長，中部和西部地區(qū)用電量增速比上年回落幅度偏大
2014年，東部地區(qū)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(chǎn)業(yè)看，第二產(chǎn)業(yè)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(yè)增長3.0%，增速同比回落2.5個百分點；第三產(chǎn)業(yè)用電量增長4.8%，增速同比回落3.9個百分點；城鄉(xiāng)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(xiāng)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(qū)受節(jié)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(qū)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(qū)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(shù)比上年同期多）以及經(jīng)濟運行相對平穩(wěn)，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(qū)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(qū)。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(chǎn)業(yè)看，第二產(chǎn)業(yè)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(yè)增長1.1%，同比回落0.8個百分點；第三產(chǎn)業(yè)用電量增長6.3%，同比回落7.0個百分點；城鄉(xiāng)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(xiāng)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(qū)內(nèi)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(chǎn)業(yè)、城鄉(xiāng)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(qū)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(qū)用電增速仍持續(xù)領先于其他地區(qū)，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(yōu)勢,西部地區(qū)四大重點用電行業(yè)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(qū)。但是，在當前國內(nèi)宏觀經(jīng)濟趨緩，工業(yè)行業(yè)尤其是高耗能行業(yè)產(chǎn)能過剩、產(chǎn)品價格下降的背景下，各地區(qū)均存在結(jié)構(gòu)調(diào)整壓力，高耗能行業(yè)用電增速放緩，帶動全社會用電量增速回落，西部地區(qū)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(qū)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(chǎn)業(yè)看，西部地區(qū)各產(chǎn)業(yè)用電量增速均明顯領先于其他地區(qū)，第二產(chǎn)業(yè)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(yè)同比增長6.2%，同比回落4.3個百分點；第三產(chǎn)業(yè)用電增長11.7%，同比回落0.7個百分點；城鄉(xiāng)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(qū)，分別為新疆（11.7%）、西藏（10.9%）和內(nèi)蒙古（10.8%），受高耗能行業(yè)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(qū)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(xiàn)微弱增長。分產(chǎn)業(yè)看，第二產(chǎn)業(yè)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(yè)同比下降0.6%，同比回落4.2個百分點；第三產(chǎn)業(yè)用電量增長5.5%，同比回落4.1個百分點；城鄉(xiāng)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(qū)域供應能力富余較多，華中、華東和南方區(qū)域供需總體平衡，華北區(qū)域供需總體平衡，部分地區(qū)偏緊。省級電網(wǎng)中，受機組環(huán)保改造、氣溫、局部電網(wǎng)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(wǎng)區(qū)域電力供需總體平衡，部分地區(qū)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(qū)域內(nèi)部分省份受節(jié)能減排以及高耗能行業(yè)產(chǎn)能過剩導致企業(yè)開工率下降影響；區(qū)域統(tǒng)調(diào)最高用電負荷1.92億千瓦，同比增長3.2%?；ㄐ略霭l(fā)電裝機容量2106萬千瓦，12月底全口徑發(fā)電裝機容量2.9億千瓦，同比增長7.6%，其中并網(wǎng)風電裝機容量3301萬千瓦，同比增長18.5%。區(qū)域內(nèi)電力供需總體平衡，部分地區(qū)偏緊，7月山東日最大錯峰負荷360萬千瓦，河北南網(wǎng)239萬千瓦，冀北87萬千瓦，天津36萬千瓦；2014年，華北區(qū)域發(fā)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(wǎng)區(qū)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(xù)多年來的低迷態(tài)勢；區(qū)域統(tǒng)調(diào)最高用電負荷5462萬千瓦，與上年基本持平?；ㄐ略霭l(fā)電裝機容量600萬千瓦，12月底全口徑發(fā)電裝機容量1.2億千瓦，同比增長5.4%，其中并網(wǎng)風電2289萬千瓦，同比增長10.0%。2014年，東北區(qū)域發(fā)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(fā)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(wǎng)區(qū)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(huán)比回落9.7個百分點；區(qū)域統(tǒng)調(diào)最高用電負荷2.21億千瓦，同比增長2.7%?；ㄐ略霭l(fā)電裝機容量1990萬千瓦，12月底全口徑發(fā)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(qū)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(qū)域發(fā)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(qū)域外來電增加較多；風電2144小時，同比降低39小時。
華中電網(wǎng)區(qū)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(huán)比回落7.2個百分點；區(qū)域統(tǒng)調(diào)最高用電負荷1.51億千瓦，同比增長0.9%?；ㄐ略霭l(fā)電裝機容量1798萬千瓦，12月底全口徑發(fā)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(qū)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(qū)域發(fā)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(wǎng)區(qū)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(qū)域，主要是在宏觀經(jīng)濟趨緩、房地產(chǎn)市場低迷背景下，高耗能行業(yè)產(chǎn)能過剩、產(chǎn)品價格下滑導致企業(yè)開工率下降（占西北區(qū)域全社會用電量比重53%的四大行業(yè)用電量增速從上年的17.3%降至2014年的5.8%）；區(qū)域統(tǒng)調(diào)最高用電負荷7147萬千瓦，同比增長3.7%?；ㄐ略霭l(fā)電裝機容量2332萬千瓦，12月底全口徑發(fā)電裝機容量1.6億千瓦，同比增長13.9%，其中并網(wǎng)風電2346萬千瓦，同比增長47.1%；并網(wǎng)太陽能發(fā)電1473萬千瓦，占全國并網(wǎng)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(qū)域發(fā)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(wǎng)區(qū)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(qū)域，主要是因廣東氣溫因素及經(jīng)濟運行相對平穩(wěn)；區(qū)域統(tǒng)調(diào)最高用電負荷1.36億千瓦，同比增長5.6%。基建新增發(fā)電裝機容量1524萬千瓦，12月底全口徑發(fā)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(qū)域發(fā)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(qū)域，其中云南低于3000小時，電力消費需求放緩以及水電多發(fā)是主要原因；風電2060小時、同比提高45小時。
（三）煤電清潔發(fā)展現(xiàn)狀及問題
1、煤電清潔發(fā)展現(xiàn)狀
?。?）煤電結(jié)構(gòu)進一步優(yōu)化
2014年，火電結(jié)構(gòu)進一步優(yōu)化，技術(shù)水平進一步提高。高參數(shù)、大容量、高效環(huán)保型機組比例進一步提高。據(jù)中電聯(lián)初步統(tǒng)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(guān)停小火電機組預計超過0.95億千瓦（見圖6）。
?。?）供電煤耗持續(xù)下降
根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)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(xù)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(xù)應用低溫電除塵器、高頻電源、移動電極技術(shù)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(guī)模應用。同時，通過優(yōu)化現(xiàn)有脫硫吸收塔內(nèi)流場、改造濕法脫硫除霧系統(tǒng)等方式提高了對煙塵的協(xié)同脫除能力。經(jīng)中電聯(lián)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(jīng)中電聯(lián)初步統(tǒng)計分析，截至2014年底，統(tǒng)計口徑內(nèi)的燃煤發(fā)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(nèi)脫硫能力的循環(huán)流化床鍋爐（見圖8）。
氮氧化物控制方面。經(jīng)中電聯(lián)初步統(tǒng)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(huán)保資金投入方面。2014年，煤電企業(yè)積極籌措資金，克服困難，進行了大規(guī)模環(huán)保設施改造。經(jīng)中電聯(lián)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(huán)保設施運行的費用超過800億元。
?。?）大氣污染物排放總量大幅下降
現(xiàn)役火力發(fā)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(xiàn)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(jīng)中電聯(lián)初步統(tǒng)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(xiàn)）、氮氧化物排放量（2014年實現(xiàn)）全面提前完成《節(jié)能減排“十二五”規(guī)劃》規(guī)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(shù)據(jù)以環(huán)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）。
?。?）節(jié)能減排管理水平穩(wěn)步提高
電力企業(yè)以高度的社會責任感，將節(jié)能減排納入企業(yè)發(fā)展的重大戰(zhàn)略及規(guī)劃，并作為企業(yè)依法生產(chǎn)經(jīng)營的主要指標加以考核，節(jié)能減排工作貫穿于企業(yè)活動的各個領域和各個環(huán)節(jié)。
一是將節(jié)能減排技術(shù)監(jiān)督與管理貫穿于技術(shù)改造和電力生產(chǎn)全過程，對影響發(fā)電設備經(jīng)濟運行的重要參數(shù)、性能和指標進行監(jiān)督、調(diào)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(yè)務培訓，提高業(yè)務水平，保證機組優(yōu)化運行，提高設備可靠性。通過加強各項參數(shù)調(diào)整，優(yōu)化輔機運行方式，加強對標等措施，保證機組在最佳狀態(tài)運行。
三是積極推進節(jié)能減排綜合升級改造工作。繼續(xù)組織開展現(xiàn)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(wǎng)升壓改造、變壓器改造、配電線路改造等節(jié)能技術(shù)改造，能耗持續(xù)下降；繼續(xù)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(yè)層面，中電聯(lián)積極服務于電力行業(yè)節(jié)能減排工作，在規(guī)劃、政策研究、提供統(tǒng)計咨詢、制訂技術(shù)標準、反映企業(yè)訴求、爭取優(yōu)惠政策等方面發(fā)揮了積極作用。中電聯(lián)制訂并印發(fā)了《燃煤電廠除塵技術(shù)路線指導意見》，提出了除塵技術(shù)路線選擇的基本原則、通用意見及案例分析等。電力行業(yè)節(jié)能標準化技術(shù)委員會組織開展了《燃煤電廠二氧化碳排放統(tǒng)計指標體系》（DL/T1328-2014）和《燃煤電廠二氧化碳排放統(tǒng)計方法》兩項電力行業(yè)氣候變化專項標準的制定工作，為規(guī)范燃煤電廠二氧化碳統(tǒng)計核算方法、有效開展電力行業(yè)二氧化碳統(tǒng)計核算、摸清行業(yè)家底提供參考。中電聯(lián)持續(xù)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(fā)布了能效對標結(jié)果。
?。?）單位發(fā)電量二氧化碳排放量持續(xù)下降
通過不斷推進電力結(jié)構(gòu)調(diào)整、提升電力技術(shù)和管理水平，單位發(fā)電量二氧化碳排放強度不斷下降。經(jīng)中電聯(lián)初步統(tǒng)計分析，以2005年為基準年，2006~2014年電力行業(yè)通過發(fā)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(yè)單位發(fā)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(fā)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(xiàn)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(huán)境保護部要求京津冀地區(qū)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(fā)改委、環(huán)保部、能源局印發(fā)《煤電節(jié)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(huán)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(huán)保電價對應的煤質(zhì)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(fā)份煤）。多個超低排放改造項目的成本體現(xiàn)在電價上，是在現(xiàn)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(fā)份煤的條件下，比起特別排放限值規(guī)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(shù)還需突破。2014年，有數(shù)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(shù)和設備潛力（或者裕量）進行挖掘、輔機改造、系統(tǒng)優(yōu)化；二是設備擴容，增加新設備；三是研發(fā)采用創(chuàng)新性技術(shù)；四是對煤質(zhì)進行優(yōu)化?？傮w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(chuàng)新性低費用的技術(shù)較少。在面對超低排放改造新要求時，大量煤質(zhì)難以保障、場地受限、技術(shù)路線選擇困難的電廠實現(xiàn)超低排放改造的困難很大。
?。?）排放標準考核方法使企業(yè)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(fā)展改革委、環(huán)境保護部印發(fā)了《燃煤發(fā)電機組環(huán)保電價與環(huán)保設施運行監(jiān)管辦法》（發(fā)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(huán)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(guī)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(huán)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(yè)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(xiàn)有機組積極進行節(jié)能改造，更緣于大量新建的低煤耗機組提高了行業(yè)清潔利用水平。受國家宏觀經(jīng)濟及產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整影響，煤電發(fā)展速度明顯低于“十一五”及“十二五”初期，經(jīng)過“十一五”以來大規(guī)模實施節(jié)能技術(shù)改造，現(xiàn)役煤電機組的經(jīng)濟節(jié)能降耗潛力很小（再改造的經(jīng)濟投入與產(chǎn)出比大幅度下降），繼續(xù)提高效率空間有限。同時，伴隨風電、太陽能等可再生能源發(fā)電比重的快速提高，煤電調(diào)峰作用將顯著增強，機組參與調(diào)峰越多，煤耗越高。通過增加新機組方法優(yōu)化煤電機組結(jié)構(gòu)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(xù)走低，也嚴重影響機組運行經(jīng)濟性，尤其是大容量、高效率機組的低煤耗優(yōu)勢得不到充分發(fā)揮。
煤電節(jié)能與減少排放矛盾日趨加大。受到技術(shù)發(fā)展制約，對于主要靠增加設備裕度、增加設備數(shù)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(tǒng)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(jù)企業(yè)實際反映，環(huán)保改造影響供電煤耗1.2克/千瓦時以上。
二、電力工業(yè)發(fā)展展望
（一）2015年電力工業(yè)發(fā)展分析
1、2015年電力發(fā)展分析
預計2015年全國基建新增發(fā)電裝機容量1億千瓦左右，其中，煤電3800萬千瓦、氣電600萬千瓦、非化石能源發(fā)電5300萬千瓦左右。非化石能源新增裝機中，水電1400萬千瓦、核電876萬千瓦、并網(wǎng)風電1900萬千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電1000萬千瓦、并網(wǎng)生物質(zhì)發(fā)電100萬千瓦左右。
其中，華北電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量1800萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量3.1億千瓦，同比增長6.3%左右。東北電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量700萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量1.3億千瓦，同比增長5.9%左右。華東電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量1900萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量2.9億千瓦，同比增長7.1%左右。華中電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量2100萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量3.0億千瓦，同比增長7.6%左右。西北電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量1500萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量1.8億千瓦，同比增長9.1%左右。南方電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量2000萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量2.6億千瓦，同比增長8.2%左右。
預計2015年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量將達到14.6億千瓦，同比增長7.5%左右，其中非化石能源發(fā)電5.1億千瓦，占總裝機比重35%左右；非化石能源發(fā)電裝機中，水電3.2億千瓦，核電2864萬千瓦、并網(wǎng)風電1.1億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電3650萬千瓦、并網(wǎng)生物質(zhì)發(fā)電1100萬千瓦左右。
預計全年發(fā)電設備利用小時4130小時左右，其中火電設備利用小時4650小時左右，可能再創(chuàng)新低。
2、2015年全國電力供需分析
2015年是全面深化改革的關(guān)鍵之年，中央經(jīng)濟工作會議指出2015年將堅持穩(wěn)中求進工作總基調(diào)，堅持以提高經(jīng)濟發(fā)展質(zhì)量和效益為中心，主動適應經(jīng)濟發(fā)展新常態(tài)，保持經(jīng)濟運行在合理區(qū)間，預計2015年我國國內(nèi)生產(chǎn)總值增長7.0%左右，低于2014年增速。
2015年，預計中央仍將出臺系列“穩(wěn)增長”政策措施，且改革紅利將逐步釋放,有利于穩(wěn)定電力消費增長；2014年對用電量增長產(chǎn)生抑制作用的氣溫因素，將對2015年用電量尤其是居民用電量增長有一定拉升作用；受經(jīng)濟轉(zhuǎn)型驅(qū)動，信息消費等第三產(chǎn)業(yè)仍將保持快速增長勢頭；部分地區(qū)為大氣污染防治和節(jié)能減排而推行的電能替代客觀上有利于促進電力消費增長；部分地方逐步推進的電力用戶直接交易試點，降低了用戶電價，企業(yè)生產(chǎn)成本下降，一定程度上促進電力消費。與此同時，未來我國的節(jié)能減排和環(huán)境保護壓力日益加大，2015年是中央政府實現(xiàn)“十二五”節(jié)能減排目標的最后一年，部分節(jié)能減排形勢嚴峻的地區(qū)可能在部分時段對高耗能高排放行業(yè)采取限電限產(chǎn)等措施，可能對高耗能行業(yè)用電增長帶來一定影響。綜合判斷，預計2015年電力消費增速將比2014年有一定回升，預計全年全社會用電量5.74~5.80萬億千瓦時、同比增長4.0%~5.0%，預期5.77萬億千瓦時、同比增長4.5%左右，其中，第一產(chǎn)業(yè)同比增長2.0%、第二產(chǎn)業(yè)增長3.5%、第三產(chǎn)業(yè)增長8.5%、城鄉(xiāng)居民生活增長7.0%。
預計2015年全國電力供需繼續(xù)總體寬松，東北和西北區(qū)域電力供應能力仍然富余較多，華東、華中和南方區(qū)域電力供需平衡，各區(qū)域內(nèi)均有部分省份電力供應能力盈余，華北區(qū)域電力供需總體平衡，部分地區(qū)偏緊。分區(qū)域看:
華北電網(wǎng)區(qū)域電力供需總體平衡，部分地區(qū)偏緊。預計2015年全社會用電量同比增長3.1%~4.1%，預期1.35萬億千瓦時，同比增長3.6%左右，最大用電負荷2.04億千瓦，同比增長6.0%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預計華北區(qū)域電力供需總體平衡，部分地區(qū)因省間交換能力不足而偏緊，主要是山東、河北南網(wǎng)和京津唐在用電高峰時段電力供應可能偏緊，蒙西和山西電力有一定富余，但由于外送通道能力有限，無法有效緩解區(qū)域內(nèi)其他省級電網(wǎng)供應偏緊局面。
東北電網(wǎng)區(qū)域電力供應能力富余較多。預計2015年全社會用電量同比增長2.5%~3.5%，預期4170億千瓦時，同比增長3.0%左右，最大用電負荷5820萬千瓦，同比增長6.5%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預計東北區(qū)域內(nèi)各省級電網(wǎng)電力供應能力均有富余。
華東電網(wǎng)區(qū)域電力供需平衡。預計2015年全社會用電量同比增長4.3%~5.3%，預期1.40萬億千瓦時，同比增長4.8%左右，最大用電負荷2.37億千瓦，同比增長7.5%左右。綜合考慮接受區(qū)域外電力參與平衡后，預計華東區(qū)域電力供需平衡，福建電力有一定盈余。
華中電網(wǎng)區(qū)域電力供需平衡。預計2015年全社會用電量同比增長3.7%~4.7%，預期1.03萬億千瓦時，同比增長4.2%左右，最大用電負荷1.61億千瓦，同比增長7.0%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預計華中區(qū)域電力供需平衡，四川豐水期水電消納壓力較大。
西北電網(wǎng)區(qū)域電力供應能力富余較多。預計2015年全社會用電量同比增長6.5%~7.5%，預期5805億千瓦時、同比增長7.0%左右，最大用電負荷7720萬千瓦、同比增長8.0%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預計西北區(qū)域電力供應能力仍富余較多，主要是新疆、寧夏和甘肅電力供應能力富余，隨著川藏500千伏聯(lián)網(wǎng)工程和藏木水電站等項目陸續(xù)投產(chǎn)，西藏電力供需形勢將明顯緩和。
南方電網(wǎng)區(qū)域電力供需平衡。預計2015年全社會用電量同比增長4.5%~5.5%，預期9970億千瓦時，同比增長5.0%左右，最大用電負荷1.45億千瓦，同比增長6.5%左右。綜合平衡后，預計南方區(qū)域電力供需總體平衡，云南存在較大電力電量盈余，電力盈余700~1600萬千瓦，汛期面臨較大棄水壓力；貴州電力有一定盈余；廣東電力供需平衡，部分高峰時段電力供應可能偏緊；海南電力供應持續(xù)緊張，各月存在不同程度的電力缺口，最大缺口很可能超過2014年。
?。ǘ╇娏χ虚L期發(fā)展簡要分析
1、2020～2030年電力供需展望
綜合考慮經(jīng)濟、社會發(fā)展、電氣化水平提高等影響因素和電力作為基礎產(chǎn)業(yè)及民生重要保障的地位，對比分析世界發(fā)達國家用電需求發(fā)展歷程，借鑒國內(nèi)各機構(gòu)預測成果，采取多種方法進行預測，未來電力需求推薦方案為：
2020年全國全社會用電量為7.7萬億千瓦時，人均用電量5570千瓦時，“十三五”年均增長5.5%左右，電力消費彈性系數(shù)為0.76；2030年全國全社會用電量為10.3萬億千瓦時左右，人均用電量7400千瓦時左右，2020～2030年年均增長3%左右，電力消費彈性系數(shù)為0.5左右；2050年為12～13萬億千瓦時，人均用電量9000千瓦時左右。
從電力需求地區(qū)分布上看，東中西部發(fā)展受兩個主要因素影響，一是發(fā)揮西部資源優(yōu)勢，耗能產(chǎn)業(yè)逐步向西部轉(zhuǎn)移；二是隨著城鎮(zhèn)化深化發(fā)展，人口繼續(xù)向東中部地區(qū)特別是大中城市集中。綜合兩方面因素，未來西部地區(qū)用電需求預計將保持較快增長，增速快于中東部地區(qū)；但中東部地區(qū)受人口增加、電氣化水平提高等因素影響，用電量也將平穩(wěn)增長，中東部地區(qū)作為我國人口中心、經(jīng)濟中心和用電負荷中心的地位將長期保持。
對應于上述用電增長需求，預計全國發(fā)電裝機到2020年需要19.6億千瓦左右，2030年需要30.2億千瓦左右，2050年需要39.8億千瓦左右。其中，非化石能源發(fā)電所占比重逐年上升，2020年、2030年和2050年發(fā)電裝機占比分別達到39%、49%和62%，發(fā)電量占比分別達到29%、37%和50%。到2050年，我國電力結(jié)構(gòu)將實現(xiàn)從煤電為主向非化石能源發(fā)電為主的轉(zhuǎn)換。
2、電力發(fā)展戰(zhàn)略布局
基于我國發(fā)電能源資源稟賦特征和用電負荷分布，統(tǒng)籌協(xié)調(diào)經(jīng)濟社會發(fā)展、生態(tài)文明建設、電力安全保障以及技術(shù)經(jīng)濟制約，電力發(fā)展應加快轉(zhuǎn)變電力發(fā)展方式，著力推進電力結(jié)構(gòu)優(yōu)化和產(chǎn)業(yè)升級，始終堅持節(jié)約優(yōu)先，優(yōu)先開發(fā)水電、積極有序發(fā)展新能源發(fā)電、安全高效發(fā)展核電、優(yōu)化發(fā)展煤電、高效發(fā)展天然氣發(fā)電，推進更大范圍內(nèi)電力資源優(yōu)化配置，加快建設堅強智能電網(wǎng)，構(gòu)建安全、經(jīng)濟、綠色、和諧的現(xiàn)代電力工業(yè)體系。
?。?）優(yōu)先開發(fā)水電
水電是技術(shù)成熟、出力相對穩(wěn)定的可再生能源，在可靠性、經(jīng)濟性和靈活性方面具有顯著優(yōu)勢，需要放在優(yōu)先開發(fā)的戰(zhàn)略位置上。
水電要堅持綠色和諧開發(fā)，以大型基地為重點，大中小相結(jié)合，推進流域梯級綜合開發(fā)；重視水電消納市場研究，擴大水電資源配置范圍；加快抽水蓄能電站發(fā)展，提高電力系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性和靈活性，促進可再生能源發(fā)電的合理消納。全國常規(guī)水電裝機規(guī)劃2020年達到3.6億千瓦左右，開發(fā)程度67%；2030年達到4.5～5.0億千瓦左右，開發(fā)程度超過80%，除西藏外，全國水電基本開發(fā)完畢。抽水蓄能裝機規(guī)劃2020年、2030年和2050年分別達到6000萬千瓦、1.5億千瓦和3億千瓦。
水電開發(fā)要著力解決統(tǒng)一認識難、統(tǒng)籌協(xié)調(diào)難、前期核準難、成本控制難、移民安置難“五難”問題。一是建議組建國家級水電開發(fā)委員會，加強統(tǒng)一規(guī)劃和統(tǒng)籌協(xié)調(diào)管理力度，在2015年前完成西南水電合理開發(fā)時序規(guī)劃研究。二是完善項目前期管理，爭取2015年前頒布水電開發(fā)前期管理條例，2015年前確定烏東德、白鶴灘電站送電方向和開發(fā)時序，2015年前確定龍盤電站壩址方案。三是創(chuàng)新移民安置管理，爭取2015年前制定出臺移民安置管理辦法，增加移民安置方式，調(diào)動地方政府積極性。四是建立水電開發(fā)環(huán)境影響全過程管理機制，加強投運后的環(huán)境實際影響監(jiān)管，并將結(jié)果向社會公布。五是促進更大范圍消納水電，推廣水電豐枯電價、峰谷電價。六是建議國務院責成有關(guān)部門加強水電開發(fā)相關(guān)知識普及和宣傳，并進行績效考核。
（2）積極有序發(fā)展新能源發(fā)電
風電、太陽能發(fā)電發(fā)展要堅持分散與集中、大中小相結(jié)合；加快提高技術(shù)和裝備水平，力爭到2020年我國風電產(chǎn)業(yè)處于世界領先水平，2020年我國太陽能發(fā)電產(chǎn)業(yè)達到世界先進水平，2030年力爭處于世界領先水平；加快大型基地外送通道建設；合理布局建設調(diào)峰調(diào)頻電源，研究應用儲能技術(shù)。全國新能源發(fā)電裝機規(guī)劃2020年達到2.8億千瓦，2030年達到6.7億千瓦，2050年達到13.3億千瓦。
新能源發(fā)電要著力解決缺乏清晰戰(zhàn)略目標及發(fā)展路徑、缺乏統(tǒng)籌規(guī)劃、缺乏項目統(tǒng)籌核準機制和法律法規(guī)政策有待完善、基礎工作有待加強、設備性能和建設運行水平有待提高“三缺乏三有待”問題，貫徹落實《可再生能源法》，進一步完善相關(guān)機制。一是明確國家能源等主管部門、發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、設備制造企業(yè)和行業(yè)協(xié)會責任，轉(zhuǎn)變發(fā)展方式。從單純追求“裝機增長速度”向追求“質(zhì)量與速度并重”轉(zhuǎn)變，從單純追求“集中大規(guī)模開發(fā)”向“分散與集中、大中小相結(jié)合”方向轉(zhuǎn)變。發(fā)展目標要與國家財政補貼能力、全社會電價承受能力和電力系統(tǒng)消納能力等相平衡。二是加強新能源發(fā)電科學統(tǒng)一規(guī)劃，實現(xiàn)中央與地方的新能源發(fā)電規(guī)劃、新能源發(fā)電規(guī)劃與消納市場、新能源發(fā)電規(guī)劃與電網(wǎng)規(guī)劃以及新能源發(fā)電規(guī)劃與其他電源規(guī)劃相協(xié)調(diào)。三是強化規(guī)劃執(zhí)行剛性，簡化項目核準程序。2017年前全面推行新能源發(fā)電規(guī)劃內(nèi)項目公開招標制，通過市場機制選擇投資主體。建立新能源發(fā)電項目和配套電網(wǎng)、調(diào)峰調(diào)頻項目同步審批的聯(lián)席會議制度。建立項目審批與電價補貼資金掛鉤制度。四是健全和完善相關(guān)法律法規(guī)和政策體系。2015年前制定實施新能源發(fā)電輔助服務補償和考核管理辦法，制定合理的新能源發(fā)電送出工程電價政策，出臺科學可行的調(diào)峰電源電價政策。2015年前出臺簡便易行的分布式電源并網(wǎng)管理辦法。五是加強產(chǎn)業(yè)發(fā)展的基礎工作。確保2017年前摸清家底，加強新能源發(fā)電的運行管理，健全和完善相關(guān)的標準體系，明確統(tǒng)計標準、加大統(tǒng)計力度。六是加快推進新能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)技術(shù)升級。七是高度重視生態(tài)環(huán)保問題。
?。?）安全高效發(fā)展核電
核電發(fā)展要高度重視核電安全，強化核安全文化理念；堅持以“我”為主，明晰技術(shù)發(fā)展路線；統(tǒng)一技術(shù)標準體系，加快實現(xiàn)核電設備制造國產(chǎn)化；理順核電發(fā)展體制，加快推進市場化、專業(yè)化進程；建立立足國內(nèi)、面向國際的核燃料循環(huán)體系。核電裝機規(guī)劃2020年達到5800萬千瓦左右，2030年達到2.0億千瓦，2050年4.0億千瓦。
安全高效發(fā)展核電需要解決好以下問題：一是加強核電安全的宣傳教育，消除社會核安全恐懼心理，提高社會公眾的安全意識和對核電發(fā)展的認同度。二是理順政府管理體制，明晰核電發(fā)展戰(zhàn)略，統(tǒng)籌做好核電發(fā)展規(guī)劃。三是加快修訂出臺《核電管理條例》，加快制定《原子能法》和《核安全法》，健全核安全政策、法規(guī)與制度體系。四是統(tǒng)一技術(shù)路線，加快形成與國際接軌的統(tǒng)一技術(shù)標準體系。五是健全國內(nèi)核電工業(yè)體系，加快提高市場化、專業(yè)化程度。六是加快提升自主研發(fā)能力，提高自主化、本地化程度，提高成套設備設計制造能力。七是加快核電專業(yè)人員培養(yǎng)。
（4）優(yōu)化發(fā)展煤電
我國電源結(jié)構(gòu)以煤電為主的格局長期不會改變，必須堅持優(yōu)化發(fā)展煤電，高度重視煤炭綠色發(fā)電，推行煤電一體化開發(fā)，加快建設大型煤電基地；嚴格控制東部地區(qū)新建純凝燃煤機組；鼓勵發(fā)展熱電聯(lián)產(chǎn)；大力推行潔凈煤發(fā)電技術(shù)，加快現(xiàn)有機組節(jié)能減排改造，因地制宜改造、關(guān)停淘汰煤耗高、污染重的小火電。全國煤電裝機規(guī)劃2020年達到11億千瓦，新增中煤電基地占55%；2030年達到13.5億千瓦，新增裝機主要在煤電基地；2050年下降到12億千瓦。
煤電開發(fā)要優(yōu)化煤電布局，在高度重視水資源制約及生態(tài)環(huán)境保護基礎上，主要布局開發(fā)煤電基地。同時，要加強煤炭高效清潔利用，提高電煤比重。中國大量的煤炭被直接燃燒利用或者利用在控制水平低的行業(yè)，是造成燃煤常規(guī)污染物對環(huán)境影響和致霾的重要原因。例如，根據(jù)2013年環(huán)境統(tǒng)計年報，2013年獨立火電廠二氧化硫脫除率為80.3%、非金屬礦物制品業(yè)平均二氧化硫脫除率是14.8%、鋼鐵冶煉企業(yè)是27.6%，從效率上的差距可以看出，其他行業(yè)燒同重量的煤炭排放的二氧化硫至少是電力的3.6倍，甚至是5倍以上。
發(fā)達國家的經(jīng)驗就是將散燒煤進行集中燃燒，絕大部分用于電力來解決煤炭污染問題。如果中國能夠達到世界平均水平（78%左右），煤炭的污染問題就能完全有效解決。因此，加強煤炭高效清潔利用，提高電煤比重，是解決煤炭污染的關(guān)鍵。
?。?）高效發(fā)展天然氣發(fā)電
天然氣是清潔的化石能源，未來主要依靠進口增加供應，天然氣發(fā)電成本遠高于水電、核電和燃煤發(fā)電。高效發(fā)展天然氣發(fā)電，要優(yōu)先發(fā)展天然氣分布式能源系統(tǒng)，因地制宜發(fā)展大型單循環(huán)燃氣發(fā)電，適度發(fā)展大型聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電。全國天然氣發(fā)電裝機規(guī)劃2020年1.0億千瓦，其中分布式4000萬千瓦；2030年裝機2.0億千瓦，其中分布式1.2億千瓦；2050年裝機3.0億千瓦，其中分布式2.0億千瓦。
天然氣發(fā)電要研究制定全國統(tǒng)一的天然氣發(fā)電價格補貼政策，加快制定天然氣分布式發(fā)電管理辦法和技術(shù)標準，充分發(fā)揮天然氣發(fā)電的調(diào)峰優(yōu)勢，以解決天然氣對外依存度不斷提高、發(fā)電成本高和分布式發(fā)電發(fā)展滯后等問題。
?。?）推進更大范圍內(nèi)電力資源優(yōu)化配置
我國未來電力需求分布呈西移北擴趨勢，但負荷中心仍將集中在中東部地區(qū)。綜合考慮我國電力負荷及電源布局，未來我國將形成大規(guī)模的西部、北部電源基地向中東部負荷中心送電的電力流格局。其中，西南水電、西部和北部煤電及風電通過跨區(qū)電網(wǎng)送入華北、華中、華東及南方電網(wǎng)負荷中心地區(qū)；周邊發(fā)電資源豐富的俄羅斯、蒙古、中亞、東南亞等國家和地區(qū)就近向我國負荷中心地區(qū)送電。
預計2020年，我國跨區(qū)、跨國電網(wǎng)輸送容量將占全國電力總負荷的25%～30%。2030年前后跨區(qū)、跨國電網(wǎng)輸送容量占全國電力總負荷的30%以上。2030～2050年期間，全國跨區(qū)電力流規(guī)模仍有進一步增大的潛力。
（7）加快建設堅強智能電網(wǎng)
立足自主創(chuàng)新，推廣應用特高壓等先進成熟輸電技術(shù)，加快建設堅強跨區(qū)、跨國骨干網(wǎng)架，促進大型能源基地集約化開發(fā)和高效利用，實現(xiàn)更大范圍資源優(yōu)化配置。2020年前后，建成福建與臺灣電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)工程，實現(xiàn)臺灣與祖國大陸聯(lián)網(wǎng)?？鐓^(qū)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)增強，特高壓交直流并舉，相輔相成，滿足大煤電、大水電、大核電和大可再生能源基地送出和大受端電網(wǎng)可靠運行需要。配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)增強，供電能力和供電可靠性得到大幅度提高。智能電網(wǎng)將為大型能源基地的集約化開發(fā)與能源外送，分布式電源、智能家電、電動汽車的廣泛應用，以及為智能樓宇、智能社區(qū)、智能城市建設提供安全可靠的保障。各電壓等級電網(wǎng)功能定位更加明確，結(jié)構(gòu)堅強、發(fā)展協(xié)調(diào)，智能化關(guān)鍵技術(shù)和設備得到廣泛應用，電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)基本實現(xiàn)智能化，各項技術(shù)經(jīng)濟指標和裝備質(zhì)量全面達到或領先于國際水平。
三、相關(guān)建議及訴求
?。ㄒ唬┘涌靸?yōu)化調(diào)整電源結(jié)構(gòu)與布局，提高電力資產(chǎn)利用效率和效益
近些年來，發(fā)電設備利用小時特別是火電利用小時數(shù)下降，降低了電力行業(yè)資產(chǎn)利用效率和效益。究其原因，除電力供應寬松外，投產(chǎn)電源結(jié)構(gòu)和布局不合理、調(diào)峰電源比例低也是重要原因。為此，在科學調(diào)控開工投產(chǎn)規(guī)模的同時，更應該：
1、提高電力系統(tǒng)調(diào)峰電源比重，減輕煤電機組深度調(diào)峰負擔。煤電機組為快速發(fā)展的風電、太陽能發(fā)電等可再生能源承擔深度調(diào)峰和備用功能，不但降低了火電資產(chǎn)利用效率和效益，還增加了火電機組的供電煤耗和污染物排放。無論是規(guī)劃中，還是近些年電源項目安排上，應優(yōu)先規(guī)劃和核準建設調(diào)峰電源，提高調(diào)峰電源比重，從而提高各類型電力資產(chǎn)尤其是火電資產(chǎn)的利用效率和效益。
2、優(yōu)先發(fā)展水電和核電，穩(wěn)步提高非化石能源發(fā)電比重。在科學確定非化石能源發(fā)電比重目標下，如何優(yōu)化非化石能源發(fā)電結(jié)構(gòu)、提供全社會用得起的安全綠色電能，是“十三五”規(guī)劃及其具體項目安排中亟需解決的重大課題。發(fā)展水電、核電與發(fā)展風電、太陽能發(fā)電相比，兩者在綠色低碳（環(huán)境品質(zhì)）上大致相同；在發(fā)電成本或上網(wǎng)電價（經(jīng)濟品質(zhì)）上，前者明顯優(yōu)于后者；在電力負荷平衡中的發(fā)電裝機容量利用率（容量品質(zhì)）上，前者也明顯優(yōu)于后者。同時，當前電力供需總體寬松、利用小時數(shù)處于歷史低位，但是未來5~10年發(fā)電裝機需求仍有較大的發(fā)展空間，而水電和核電的建設周期為5年左右甚至更長。所以，優(yōu)先發(fā)展水電和核電，既能夠拉動經(jīng)濟發(fā)展，又能夠有效規(guī)避當前供需寬松的困局，還能夠確保電力結(jié)構(gòu)綠色轉(zhuǎn)型和保障電力中長期安全經(jīng)濟供應。
3、調(diào)整新能源發(fā)電思路，提高新能源發(fā)電利用率。做好統(tǒng)籌規(guī)劃，實現(xiàn)區(qū)域布局及項目與消納市場、配套電網(wǎng)以及調(diào)峰電源相統(tǒng)籌，做到國家與地方規(guī)劃相統(tǒng)一，完善國家規(guī)劃剛性實施機制。風電和光伏發(fā)電發(fā)展應堅持集中與分散相結(jié)合原則，近中期優(yōu)先鼓勵分散、分布式開發(fā)。在落實消納市場和輸電通道，并且提前開工輸電通道工程的條件下，有序推進集中式開發(fā)。
4、高度重視光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展，優(yōu)化新能源發(fā)電結(jié)構(gòu)，提高新能源發(fā)電發(fā)展質(zhì)量。光熱發(fā)電與風電和光伏發(fā)電相比，具有并網(wǎng)友好、儲熱連續(xù)、發(fā)電穩(wěn)定等優(yōu)勢,可以作為今后提高新能源開發(fā)質(zhì)量的重要方向。
（二）加快跨省區(qū)送電通道及配網(wǎng)建設，盡早解決“棄水”“棄風”問題
近年來，隨著水電集中投產(chǎn)、風電快速發(fā)展，部分地區(qū)出現(xiàn)了“棄水”、“棄風”等現(xiàn)象，雖然政府、行業(yè)及企業(yè)采取了多項措施予以解決，但當前問題仍持續(xù)存在，西南水電“棄水”問題還尤為突出。為此建議：
1、國家有關(guān)部門應盡快協(xié)調(diào)有關(guān)地方，統(tǒng)籌考慮西南水電等可再生能源的開發(fā)及市場消納。
2、加快清潔能源基地的跨省區(qū)輸電通道建設，盡快核準開工建設西南水電基地外送通道，確?，F(xiàn)有電源過剩能力得到更大范圍消納、新增電源能及時送出。
3、嚴格控制電力富余較多地區(qū)的電源開工規(guī)模，以集中消化現(xiàn)有電力供應能力。對“棄水”嚴重的地區(qū)嚴格控制風電、太陽能發(fā)電等開發(fā)進度，對電力大量富余的東北地區(qū)嚴格控制包括煤電、風電在內(nèi)的電源開工規(guī)模。
4、加快配電網(wǎng)建設和智能化改造，鼓勵儲能技術(shù)參與輔助服務，提高電力系統(tǒng)對分布式能源的消納能力。
?。ㄈ┘涌炖眄橂妰r、熱價形成機制，促進解決水電大省煤電企業(yè)以及北方熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)供熱普遍虧損問題
1、考慮云南、四川等水電大省火電機組長期承擔電網(wǎng)調(diào)峰作用、利用小時數(shù)偏低、虧損嚴重及企業(yè)經(jīng)營狀況持續(xù)惡化等實際問題，盡快研究這些省份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, 盡快研究兩部制電價改革。
2、加快建立調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務電價機制，以解決受電大省、可再生能源發(fā)電大省的火電機組深度調(diào)峰調(diào)頻及旋轉(zhuǎn)備用合理補償問題。
3、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長期困難，建議國家有關(guān)部門加快研究分析熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)虧損原因，出臺支持熱電聯(lián)產(chǎn)健康發(fā)展的有效措施；在政策出臺前，對熱價倒掛嚴重、虧損嚴重的供熱電廠予以財政補貼，同時給予熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)供熱業(yè)務環(huán)保熱價補貼政策。
?。ㄋ模┻M一步加強對電力用戶直接交易的監(jiān)管
電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易試點是深化電力體制改革的一項重要內(nèi)容，對深化電力體制改革有著重要意義。近年來，各地在推進電力用戶直接交易試點方面進行了大膽探索和有益嘗試，并取得了一定成效，但在部分地區(qū)試點中也出現(xiàn)了地方政府行政干預電力直接交易，變相扶持不符合國家產(chǎn)業(yè)政策的產(chǎn)業(yè)，加劇產(chǎn)能過剩，直接交易電量比重過大，造成電力企業(yè)單邊讓利等突出問題，不利于電力企業(yè)可持續(xù)發(fā)展，長期來看更有可能影響電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。為此建議：
1、加快出臺國家電力體制改革指導意見，在改革指導意見及其細則正式出臺前，國家有關(guān)部門盡快完善相關(guān)政策規(guī)定，合理規(guī)范電力用戶直接交易，對直接交易規(guī)則的關(guān)鍵點出臺指導意見，并加以明確引導，使各地方制定的直接交易規(guī)則更公平合理，操作過程更加規(guī)范科學，逐步建立公開、公正、公平的直接交易市場。
2、各地應按照積極穩(wěn)妥、實事求是、循序漸進、兼顧長遠、重視安全的原則,考慮當?shù)亟?jīng)濟發(fā)展、企業(yè)科學發(fā)展、電力系統(tǒng)安全等因素，根據(jù)當?shù)匦枰推髽I(yè)承受能力合理確定直接交易的電量規(guī)模比例，待取得經(jīng)驗和相應政策配套后，再逐步擴大規(guī)模和范圍。
3、國家有關(guān)部門要加強對電力用戶直接交易的監(jiān)管，對地方政府直接指定交易對象、電量、電價等非市場行為及時糾正，對不符合國家產(chǎn)業(yè)政策及淘汰類產(chǎn)品、工藝的直接交易電力用戶及時清理。
（五）科學分析煤電對灰霾的影響，促進技術(shù)創(chuàng)新，加強依法監(jiān)督
1、科學分析煤電對灰霾的影響。科學的標準、技術(shù)規(guī)范、評價指標體系是構(gòu)成我國污染物控制的基礎。目前《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）已經(jīng)達到世界最嚴，嚴格實施標準就應能達到預期的環(huán)境效果。應科學分析灰霾成因及電煤（而不是籠統(tǒng)的所有燃煤）大氣污染物排放影響占環(huán)境空氣中PM2.5濃度的比重（而不是排放量占比），對癥治霾，避免找錯方向延誤治霾時機。從火電廠大氣污染物排放控制歷程看，煤電各項污染物排放大幅度下降的近幾年，灰霾天氣反而嚴重，說明了一再加強火電廠污染控制并不能有效解決霧霾?；痣婍椖慷际峭ㄟ^了嚴格的項目環(huán)境影響評價審批后建設的，加之火電廠污染物高煙囪排放特性（同等數(shù)量的污染物，電廠排放由于遠離城市和擴散稀釋作用大，與地面源及低矮排放源相比，環(huán)境影響最低），煤電已經(jīng)不是致霾的主因，對此要有清醒的認識。
2、加快技術(shù)創(chuàng)新，推廣低成本污染控制技術(shù)。提高污染物去除效率、降低污染控制成本和體現(xiàn)節(jié)能減碳等綜合效益的污染控制技術(shù)是環(huán)保產(chǎn)業(yè)和電力行業(yè)不斷追求的永恒目標。當前仍需堅持技術(shù)創(chuàng)新、依靠科技進步提高污染控制水平、降低控制成本。如完善現(xiàn)有技術(shù)，優(yōu)化系統(tǒng)配置以降低環(huán)保設施運行成本；研發(fā)更高效率和更低成本的脫硫技術(shù)；突破燃燒無煙煤的W火焰爐和燃燒貧煤鍋爐低氮改造的技術(shù)；加強對增加煙氣脫硝之后鍋爐穩(wěn)定運行的研究。
3、加強依法監(jiān)督。黨的十八屆四中全會《中共中央關(guān)于全面推進依法治國若干重大問題的決定》提出“依法治國”的全面要求。對于企業(yè)污染物控制而言，企業(yè)要依法運營、達標排放，同時也要求政府有關(guān)部門依法行政，不要在法律授權(quán)外干預企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營?？茖W制定污染物排放標準，加大對企業(yè)達標排放的監(jiān)督管理力度，是促進生態(tài)文明建設的最有效手段。建議以深化市場化改革的原則和思路重建或理順現(xiàn)行環(huán)境管理制度，全面簡化總量控制、環(huán)評審批、排污許可、“三同時”等對同一污染物排放行為的多重管理的行政手段。
