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(lǐng)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(shè)備利用小時同比再提高151小時、設(shè)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(yù)計國內(nèi)生產(chǎn)總值同比增長7.5%左右，相應(yīng)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(yù)計全國電力供需總體平衡，東北區(qū)域電力供應(yīng)能力富余較多，西北區(qū)域電力供應(yīng)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

　?。ㄒ唬┤鐣秒娏吭鏊偻忍岣撸径仍鏊偾吧蠼?/p>

　　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。

　?。ǘ┤珖l(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(shè)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(shè)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(wù)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(shè)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(shè)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(shè)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(shè)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(shè)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(yīng)寬松，天然氣供應(yīng)緊張。國內(nèi)煤炭市場供應(yīng)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。

　?。ㄈ┤珖娏┬杩傮w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(yīng)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(yù)測

　?。ㄒ唬╇娏οM增速預(yù)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(yù)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(dǎo)致用電基數(shù)偏高等因素，預(yù)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(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(yù)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。

　?。ㄈ?014年全國電力供需總體平衡

　　預(yù)計2014年全國電力供需總體平衡。其中，東北區(qū)域電力供應(yīng)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(yù)計全年發(fā)電設(shè)備利用小時4430-4480小時，其中煤電設(shè)備利用小時超過5100小時。

　　三、有關(guān)建議

　?。ㄒ唬┘涌彀l(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(guān)因素相協(xié)調(diào)。二是健全完善相關(guān)管理制度和技術(shù)標準。完善相關(guān)技術(shù)標準，加強清潔能源發(fā)電設(shè)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(shù)規(guī)定；統(tǒng)籌規(guī)劃、逐步開展核電標準建設(shè)工作，逐步建立并完善與國際接軌的國內(nèi)核電技術(shù)標準體系。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，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(chǔ)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(gòu)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(cè)平價上網(wǎng)，積極開展風電、光伏發(fā)電等領(lǐng)域的基礎(chǔ)研究、關(guān)鍵技術(shù)研發(fā)，進一步降低發(fā)電成本。

　?。ǘ┘涌熘贫▽嵤╇娔芴娲鷳?zhàn)略規(guī)劃

　　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(dǎo)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(lǐng)域?qū)嵤╇娔芴娲こ?。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，提高煤炭轉(zhuǎn)化為電力的比重。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。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(jié)構(gòu)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(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。五是提高電力企業(yè)環(huán)保設(shè)施運行維護管理水平，發(fā)揮好現(xiàn)有環(huán)保設(shè)施的污染物控制能力。

　?。ㄈ┘涌旖鉀Q“三北”基地不合理“棄風”問題

　　2012年以來全國并網(wǎng)風電設(shè)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(jié)合、近期以分散為主的風電開發(fā)方針。分散開發(fā)應(yīng)該成為近中期風電開發(fā)的側(cè)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?？茖W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。科學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(shè)，加快核準和超前建設(shè)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(wù)電價機制；科學制定各類技術(shù)標準和相關(guān)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(yīng)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(yīng)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(yīng)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(yīng)能力。

　?。ㄎ澹┘涌炖眄橂妰r、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(shè)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(yù)：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(guān)部門應(yīng)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(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，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。

　?。┘涌焱晟拼髿馕廴疚锾貏e排放限值相關(guān)政策措施

　　根據(jù)國家2013年2月發(fā)布的《關(guān)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(shù)、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(guān)部門共同研究提出能夠滿足特別限值要求的指導(dǎo)性技術(shù)路線和更為科學的監(jiān)督考核要求。二是相關(guān)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(yīng)相應(yīng)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。