2013年，全國電力運行安全平穩(wěn)，電力供需總體平衡。全社會用電量全年同比增長7.5%，同比提高1.9個百分點；第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民用電延續(xù)高速增長，分別同比增長10.3%和9.2%；第二產(chǎn)業(yè)用電同比增長7.0%，制造業(yè)用電增速逐季攀升，四大高耗能行業(yè)用電增速先降后升、同比增長6.0%；西部地區(qū)用電增速繼續(xù)明顯領先，各地區(qū)增速均高于上年。年底全國發(fā)電裝機容量首次躍居世界第一、達到12.5億千瓦，全年非化石能源新增裝機占全部新增的比重提高到62%，水電新增裝機創(chuàng)歷史新高，并網(wǎng)太陽能發(fā)電新增裝機增長近十倍。風電發(fā)電量保持高速增長，設備利用小時同比再提高151小時、設備利用率明顯提高。
展望2014年，我國經(jīng)濟將延續(xù)平穩(wěn)增長態(tài)勢，預計國內(nèi)生產(chǎn)總值同比增長7.5%左右，相應全社會用電量同比增長7.0%左右，年底全國發(fā)電裝機13.4億千瓦左右。預計全國電力供需總體平衡，東北區(qū)域電力供應能力富余較多，西北區(qū)域電力供應能力有一定富余，華北區(qū)域電力供需平衡偏緊，華東、華中、南方區(qū)域電力供需總體平衡。
一、2013年全國電力供需情況分析
（一）全社會用電量增速同比提高，季度增速前升后降
根據(jù)我會統(tǒng)計，2013年全社會用電量5.32萬億千瓦時、同比增長7.5%，增速比上年提高1.9個百分點，人均用電量達到3911千瓦時。主要受宏觀經(jīng)濟企穩(wěn)回升、夏季持續(xù)高溫天氣、冬季氣溫偏暖等影響，前三季度用電增速逐季回升，第三季度最高達10.9%，第四季度增速回落，仍達到8.4%，高于全年及上年同期增速。
第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民用電延續(xù)高速增長。第三產(chǎn)業(yè)用電量同比增長10.3%，反映出第三產(chǎn)業(yè)市場消費需求持續(xù)活躍，占全社會用電比重同比提高0.3個百分點。城鄉(xiāng)居民用電量同比增長9.2%、占比提高0.19個百分點，其中三季度全國大部分地區(qū)遭遇持續(xù)高溫天氣，當季城鄉(xiāng)居民生活用電量同比增長17.6%、為近幾年來季度用電最高增速。
圖1 2012、2013年電力消費結構圖
制造業(yè)用電增速逐季攀升，四大高耗能行業(yè)用電增速先降后升。第二產(chǎn)業(yè)用電量同比增長7.0%、同比提高2.8個百分點，對全社會用電增長的貢獻率上升為68.7%、同比提高13.6個百分點。制造業(yè)用電增長6.8%，分季增速依次為4.5%、5.0%、8.0%和9.3%，反映出下半年以來我國實體經(jīng)濟生產(chǎn)呈現(xiàn)穩(wěn)中有升的良好態(tài)勢。化工、建材、黑色金屬、有色金屬四大行業(yè)全年合計用電同比增長6.0%，分季增速依次為5.3%、3.3%、6.9%和8.6%，占全社會用電量比重同比降低0.43個百分點。
西部地區(qū)用電增速繼續(xù)明顯領先，各地區(qū)增速均高于上年。東部、中部、西部和東北地區(qū)全年用電增速分別為6.6%、6.9%、10.6%和4.2%，均高出上年增速。西部地區(qū)明顯領先于其他地區(qū)，占全國用電比重同比提高0.7個百點。
圖2 2012、2013年全國分地區(qū)電力消費結構圖
圖3 2013年各地區(qū)分季度全社會用電量增速情況圖
（二）全國發(fā)電裝機容量首次躍居世界第一，新能源發(fā)電繼續(xù)超高速增長
全年電網(wǎng)投資占電力工程投資比重為51.2%、同比提高1.6個百分點；電源投資中的非化石能源發(fā)電投資比重達到75.1%，同比提高1.7個百分點。全年非化石能源發(fā)電新增裝機5829萬千瓦、占總新增裝機比重提高至62%。2013年底全國發(fā)電裝機容量首次超越美國位居世界第一、達到12.5億千瓦，其中非化石能源發(fā)電3.9億千瓦，占總裝機比重達到31.6%、同比提高2.4個百分點。全年發(fā)電量5.35萬億千瓦時、同比增長7.5%，發(fā)電設備利用小時4511小時、同比降低68小時。全國火電機組供電標煤耗321克/千瓦時，提前實現(xiàn)國家節(jié)能減排“十二五”規(guī)劃目標（325克/千瓦時），煤電機組供電煤耗繼續(xù)居世界先進水平。
水電新投產(chǎn)容量創(chuàng)歷史新高。全年常規(guī)水電新增2873萬千瓦，年底裝機2.6億千瓦、同比增長12.9%；發(fā)電量同比增長4.7%，設備利用小時3592小時。全年抽水蓄能新增120萬千瓦，年底裝機容量2151萬千瓦。
并網(wǎng)太陽能發(fā)電新增裝機同比增長近十倍。2013年，國務院及各部門密集出臺了一系列扶持國內(nèi)太陽能發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展政策，極大地促進了我國太陽能發(fā)電發(fā)展。全年新增裝機1130萬千瓦、同比增長953.2%，年底裝機1479萬千瓦、同比增長335.1%；發(fā)電量87億千瓦時、同比增長143.0%。
風電延續(xù)高速增長，風電設備利用率明顯提高。全年并網(wǎng)風電新增1406萬千瓦，年底裝機7548萬千瓦、同比增長24.5%；發(fā)電量1401億千瓦時、同比增長36.3%，發(fā)電設備利用小時2080小時，為2008年以來的年度最高水平，同比再提高151小時，風電設備利用率連續(xù)兩年提高。
核電投資同比減少，全年投產(chǎn)兩臺核電機組。全年完成核電投資同比減少22.4%；新增兩臺機組共221萬千瓦，年底裝機1461萬千瓦、同比增長16.2%；發(fā)電量同比增長14.0%，設備利用小時7893小時、同比提高38小時。
煤電投資及其裝機比重連續(xù)下降，氣電裝機增長較快。全年完成煤電投資同比下降12.3%，占電源投資比重降至19.6%。年底裝機7.9億千瓦，占比降至63.0%、同比降低2.6個百分點。發(fā)電量同比增長6.7%，占比為73.8%、同比降低0.6個百分點，全年設備利用小時5128小時。2013年底，全國氣電裝機同比增長15.9%，發(fā)電量同比增長4.7%。
跨區(qū)送電保持快速增長。全年完成跨區(qū)送電量2379億千瓦時、同比增長17.9%，跨省輸出電量7853億千瓦時、同比增長9.1%，四川為消納富余水電，通過向上直流和錦蘇直流線路外送華東電量547億千瓦時、同比大幅增長185.8%。南方電網(wǎng)區(qū)域西電東送電量1314億千瓦時、同比增長5.8%。
電煤供應寬松，天然氣供應緊張。國內(nèi)煤炭市場供應寬松，電煤價格先降后升。天然氣需求增長強勁，冬季用氣緊張，部分燃機發(fā)電供氣受限。2013年7月國家上調(diào)非居民用天然氣價格以來，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，地區(qū)間電力富余與局部緊張并存
2013年，全國電力供需總體平衡。其中，東北和西北區(qū)域電力供應能力富余較多；華北、華中和南方區(qū)域電力供需總體平衡；華東區(qū)域電力供需偏緊，江蘇、浙江等地在年初、夏季用電高峰時段出現(xiàn)錯避峰。
二、2014年全國電力供需形勢預測
（一）電力消費增速預計將比2013年小幅回落
總體判斷，2014年我國經(jīng)濟將延續(xù)平穩(wěn)增長態(tài)勢，預計國內(nèi)生產(chǎn)總值同比增長7.5%左右。綜合考慮2014年經(jīng)濟增長形勢、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)能嚴重過剩矛盾以及2013年迎峰度夏期間持續(xù)高溫天氣導致用電基數(shù)偏高等因素，預計2014年我國全社會用電量同比增長6.5%-7.5%，推薦增長7.0%左右。
（二）電力供應能力充足，非化石能源發(fā)電裝機比重繼續(xù)提高
預計全年新增發(fā)電裝機9600萬千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電6000萬千瓦左右、煤電新增3000萬千瓦左右。預計年底全國發(fā)電裝機達到13.4億千瓦，其中煤電8.2億千瓦左右，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%。非化石能源發(fā)電裝機中，常規(guī)水電2.8億千瓦、抽水蓄能發(fā)電2271萬千瓦、核電2109萬千瓦、并網(wǎng)風電9300萬千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電2900萬千瓦左右。
（三）2014年全國電力供需總體平衡
預計2014年全國電力供需總體平衡。其中，東北區(qū)域電力供應能力富余較多，西北區(qū)域有一定富余；華北區(qū)域電力供需平衡偏緊；華東、華中、南方區(qū)域電力供需總體平衡。預計全年發(fā)電設備利用小時4430-4480小時，其中煤電設備利用小時超過5100小時。
三、有關建議
（一）加快發(fā)展清潔能源發(fā)電
加快發(fā)展清潔能源發(fā)電已成為我國能源電力發(fā)展的重大戰(zhàn)略選擇，建議：
一是深化總體戰(zhàn)略研究，統(tǒng)籌規(guī)劃清潔能源發(fā)電。增強水電、核電、天然氣發(fā)電以及新能源發(fā)電等清潔能源發(fā)電的規(guī)劃協(xié)調(diào)性，保障規(guī)劃與國家財政補貼額度、環(huán)境保護要求、經(jīng)濟社會電價承受能力以及電力系統(tǒng)消納能力等相關因素相協(xié)調(diào)。
二是健全完善相關管理制度和技術標準。完善相關技術標準，加強清潔能源發(fā)電設備制造、建筑安裝、生產(chǎn)運行、退役后處理等全過程環(huán)保標準完善與監(jiān)督；加強清潔能源發(fā)電并網(wǎng)制度管理，嚴格執(zhí)行并網(wǎng)技術規(guī)定；統(tǒng)籌規(guī)劃、逐步開展核電標準建設工作，逐步建立并完善與國際接軌的國內(nèi)核電技術標準體系。
三是加加快完善并落實促進分布式發(fā)電發(fā)展相關政策措施。創(chuàng)新分布式發(fā)電商業(yè)模式，構建以電力購買協(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。
四是健全資金籌集機制和進一步完善財政稅收扶持政策。拓寬清潔能源發(fā)電發(fā)展基金來源渠道，適度增加政府財政撥款額度，建立完善捐贈機制，推廣綠色電力交易機制；加大財政資金對科技開發(fā)特別是基礎研究的投入；對清潔能源產(chǎn)業(yè)制定明確的稅收優(yōu)惠政策；鼓勵金融機構對清潔能源發(fā)電特別是分布式清潔發(fā)電項目融資貸款，并給予多方面優(yōu)惠。
五是推行綠色電力交易。實施居民和企業(yè)自愿認購綠色電力機制，作為電價補貼機制的重要補充。
六是鼓勵清潔能源發(fā)電科技創(chuàng)新，降低發(fā)電成本。為力爭2020年前實現(xiàn)風電上網(wǎng)電價與火電平價，2020年實現(xiàn)光伏發(fā)電用戶側平價上網(wǎng)，積極開展風電、光伏發(fā)電等領域的基礎研究、關鍵技術研發(fā)，進一步降低發(fā)電成本。
（二）加快制定實施電能替代戰(zhàn)略規(guī)劃
為貫徹落實國務院《大氣污染防治行動計劃》，盡快解決我國嚴重霧霾天氣問題，需要加快實施電能替代工程。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。以電能替代戰(zhàn)略規(guī)劃統(tǒng)籌指導實施“以電代煤”和“以電代油”工程，提高全社會電氣化水平，不斷提升電能占終端能源消費比重。
二是加快在工業(yè)、交通運輸業(yè)、建筑業(yè)、農(nóng)業(yè)、居民生活等主要領域?qū)嵤╇娔芴娲こ?。在工業(yè)和民用領域推廣“以電代煤”，降低散燒煤應用范圍，提高煤炭轉化為電力的比重。在城市交通領域，大力推動城市電動汽車、電氣化軌道交通的研發(fā)和應用，推廣新建小區(qū)建設電動汽車充電樁。
三是加快調(diào)整電源結構和優(yōu)化電源布局。積極有序發(fā)展新能源發(fā)電，在確保安全的前提下加快核準開工一批核電項目，加快西南水電基地開發(fā)以及西部、北部大型煤電基地規(guī)?；图s化開發(fā)，通過特高壓等通道向東中部負荷中心輸電、提高東中部接受外輸電比例，實現(xiàn)更大范圍的資源優(yōu)化配置和環(huán)境質(zhì)量的結構性改善。
四是通過市場機制和經(jīng)濟手段促進節(jié)能減排，深化電力需求側管理，推行合同能源管理，推進發(fā)電權交易和大氣污染物排污權交易。
五是提高電力企業(yè)環(huán)保設施運行維護管理水平，發(fā)揮好現(xiàn)有環(huán)保設施的污染物控制能力。
（三）加快解決“三北”基地不合理“棄風”問題
2012年以來全國并網(wǎng)風電設備利用率穩(wěn)步提高，但“三北”基地“棄風”問題仍然存在。建議：
一是堅持集中與分散開發(fā)相結合、近期以分散為主的風電開發(fā)方針。分散開發(fā)應該成為近中期風電開發(fā)的側重點，集中開發(fā)要以確定的消納市場和配套電網(wǎng)項目為前提，因地制宜穩(wěn)妥開發(fā)海上風電。
二是切實加強統(tǒng)籌規(guī)劃，健全科學有序發(fā)展機制。科學制定全國中長期總量目標，立足電力行業(yè)總體規(guī)劃來深化統(tǒng)籌風電專項開發(fā)規(guī)劃，堅持中央與地方規(guī)劃相統(tǒng)一，健全完善國家規(guī)劃剛性實施機制。
三是切實加強綜合協(xié)調(diào)管理，提高政策規(guī)劃執(zhí)行力?？茖W制定項目核準流程規(guī)范，強化規(guī)劃執(zhí)行剛性；建立風電項目和配套電網(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直接掛鉤制度；加快跨區(qū)通道建設，加快核準和超前建設包括特高壓輸電工程在內(nèi)的跨區(qū)跨省通道工程，盡早消納現(xiàn)有“三北”基地風電生產(chǎn)能力；盡早建立健全調(diào)峰調(diào)頻輔助服務電價機制；科學制定各類技術標準和相關管理細則。
（四）加快解決東北區(qū)域發(fā)電裝機富裕問題
東北地區(qū)電力供應能力長期富余，隨著遼寧紅沿河核電廠等項目陸續(xù)投產(chǎn)，電力供應富余進一步增加，發(fā)電企業(yè)經(jīng)營困難加劇。建議：
一是國家對東北電力富余問題開展專題研究，提出消納東北電力富余電力的方案和措施；
二是“十二五”期間應嚴格控制區(qū)域內(nèi)包括煤電、風電在內(nèi)的電源開工規(guī)模，以集中消化現(xiàn)有電力供應能力。
（五）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
我國已經(jīng)進入電價上漲周期，要立足于電力市場化改革頂層設計，加快推進電價機制改革，更多采用市場機制調(diào)節(jié)電價，減少行政干預：
一是加快發(fā)電環(huán)節(jié)兩部制電價改革。盡快研究云南等水電大省的煤電價格形成機制，解決這些地區(qū)煤電企業(yè)持續(xù)嚴重虧損、經(jīng)營狀況持續(xù)惡化而面臨的企業(yè)生存問題；加快理順天然氣發(fā)電價格機制。
二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。國家有關部門應加大市場監(jiān)管力度，對地方政府行政指定直接交易對象、電量、電價以及降價優(yōu)惠幅度等行為及時糾正和追責。
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，建議有關部門應出臺分區(qū)域供熱價格指導政策，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，并執(zhí)行煤熱價格聯(lián)動機制；對熱價倒掛嚴重、虧損嚴重的供熱企業(yè)予以政策支持和財稅補貼，以保障企業(yè)的正常經(jīng)營生產(chǎn)，確保迎峰度冬期間安全穩(wěn)定供熱。
（六）加快完善大氣污染物特別排放限值相關政策措施
根據(jù)國家2013年2月發(fā)布的《關于執(zhí)行大氣污染物特別排放限值的公告》，要求重點控制區(qū)域（19個省的47個城市）主城區(qū)的燃煤機組自2014年7月1日起執(zhí)行特別排放限值，非主城區(qū)的在“十三五”期間執(zhí)行特別排放限值。電力企業(yè)普遍反映，執(zhí)行特別排放限值在技術、工期、經(jīng)濟等方面存在諸多難以克服的困難。建議：
一是由國家有關部門共同研究提出能夠滿足特別限值要求的指導性技術路線和更為科學的監(jiān)督考核要求。
二是相關部門繼續(xù)完善特別排放限值地區(qū)的現(xiàn)役燃煤機組綜合環(huán)保電價，針對新建機組執(zhí)行特別限值而增加的成本支出應相應調(diào)整電價。
三是統(tǒng)籌安排停機改造時間，避免停機改造影響到電力平衡問題，對于確因客觀原因、在限期前不能完成環(huán)保改造的機組，順延實施。
四是對重點地區(qū)環(huán)保技改工程提供環(huán)保專項資金和貸款貼息補助。
