2014年度全国电力供需形势分析预测报告发布(2)

核电投资同比减少，全年投产两台核电机组。全年完成核电投资同比减少22.4%;新增两台机组共221万千瓦，年底装机1461万千瓦、同比增长16.2%;发电量同比增长14.0%，设备利用小时7893小时、同比提高38小时。

煤电投资及其装机比重连续下降，气电装机增长较快。全年完成煤电投资同比下降12.3%，占电源投资比重降至19.6%。年底装机7.9亿千瓦，占比降至63.0%、同比降低2.6个百分点。发电量同比增长6.7%，占比为73.8%、同比降低0.6个百分点，全年设备利用小时5128小时。2013年底，全国气电装机同比增长15.9%，发电量同比增长4.7%。

跨区送电保持快速增长。全年完成跨区送电量2379亿千瓦时、同比增长17.9%，跨省输出电量7853亿千瓦时、同比增长9.1%，四川为消纳富余水电，通过向上直流和锦苏直流线路外送华东电量547亿千瓦时、同比大幅增长185.8%。南方电网区域西电东送电量1314亿千瓦时、同比增长5.8%。

电煤供应宽松，天然气供应紧张。国内煤炭市场供应宽松，电煤价格先降后升。天然气需求增长强劲，冬季用气紧张，部分燃机发电供气受限。2013年7月国家上调非居民用天然气价格以来，部分燃机发电企业因地方补贴不到位出现持续亏损。

(三)全国电力供需总体平衡，地区间电力富余与局部紧张并存

2013年，全国电力供需总体平衡。其中，东北和西北区域电力供应能力富余较多;华北、华中和南方区域电力供需总体平衡;华东区域电力供需偏紧，江苏、浙江等地在年初、夏季用电高峰时段出现错避峰。

二、2014年全国电力供需形势预测

(一)电力消费增速预计将比2013年小幅回落

总体判断，2014年我国经济将延续平稳增长态势，预计国内生产总值同比增长7.5%左右。综合考虑2014年经济增长形势、国家大气污染防治与节能减排、化解钢铁等高耗能行业产能严重过剩矛盾以及2013年迎峰度夏期间持续高温天气导致用电基数偏高等因素，预计2014年我国全社会用电量同比增长6.5%-7.5%，推荐增长7.0%左右。

(二)电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重继续提高

预计全年新增发电装机9600万千瓦左右，其中非化石能源发电6000万千瓦左右、煤电新增3000万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.4亿千瓦，其中煤电8.2亿千瓦左右，非化石能源发电4.5亿千瓦左右，非化石能源发电占比接近34%。非化石能源发电装机中，常规水电2.8亿千瓦、抽水蓄能发电2271万千瓦、核电2109万千瓦、并网风电9300万千瓦、并网太阳能发电2900万千瓦左右。

(三)2014年全国电力供需总体平衡

预计2014年全国电力供需总体平衡。其中，东北区域电力供应能力富余较多，西北区域有一定富余;华北区域电力供需平衡偏紧；华东、华中、南方区域电力供需总体平衡。预计全年发电设备利用小时4430-4480小时，其中煤电设备利用小时超过5100小时。

三、有关建议

(一)加快发展清洁能源发电

加快发展清洁能源发电已成为我国能源电力发展的重大战略选择，建议：

一是深化总体战略研究，统筹规划清洁能源发电。增强水电、核电、天然气发电以及新能源发电等清洁能源发电的规划协调性，保障规划与国家财政补贴额度、环境保护要求、经济社会电价承受能力以及电力系统消纳能力等相关因素相协调。

二是健全完善相关管理制度和技术标准。完善相关技术标准，加强清洁能源发电设备制造、建筑安装、生产运行、退役后处理等全过程环保标准完善与监督;加强清洁能源发电并网制度管理，严格执行并网技术规定;统筹规划、逐步开展核电标准建设工作，逐步建立并完善与国际接轨的国内核电技术标准体系。

三是加快完善并落实促进分布式发电发展相关政策措施。创新分布式发电商业模式，构建以电力购买协议为载体，由投资者、开发商和中小用户参与的第三方融资/租赁合作平台，进一步破除分布式发电融资障碍; 进一步制定和落实分布式光伏发电的电费结算、补贴资金申请及拨付的工作流程，确保光伏发电补贴及时足额到位;完善天然气分布式发电电价及补贴政策。

四是健全资金筹集机制和进一步完善财政税收扶持政策。拓宽清洁能源发电发展基金来源渠道，适度增加政府财政拨款额度，建立完善捐赠机制，推广绿色电力交易机制;加大财政资金对科技开发特别是基础研究的投入;对清洁能源产业制定明确的税收优惠政策;鼓励金融机构对清洁能源发电特别是分布式清洁发电项目融资贷款，并给予多方面优惠。

五是推行绿色电力交易。实施居民和企业自愿认购绿色电力机制，作为电价补贴机制的重要补充。

六是鼓励清洁能源发电科技创新，降低发电成本。为力争2020年前实现风电上网电价与火电平价，2020年实现光伏发电用户侧平价上网，积极开展风电、光伏发电等领域的基础研究、关键技术研发，进一步降低发电成本。