2013年，全國電力運行安全平穩，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；第三產業和城鄉居民用電延續高速增長，分別同比增長10.3%和9.2%；第二產業用電同比增長7.0%，制造業用電增速逐季攀升，四大高耗能行業用電增速先降后升、同比增長6.0%；西部地區用電增速繼續明顯領先，各地區增速均高于上年。年底全國發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%，水電新增裝機創歷史新高，并網太陽能發電新增裝機增長近十倍。風電發電量保持高速增長，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，我國經濟將延續平穩增長態勢，預計國內生產總值同比增長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，東北區域電力供應能力富余較多，西北區域電力供應能力有一定富余，華北區域電力供需平衡偏緊，華東、華中、南方區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
根據我會統計，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。主要受宏觀經濟企穩回升、夏季持續高溫天氣、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。
第三產業和城鄉居民用電延續高速增長。第三產業用電量同比增長10.3%，反映出第三產業市場消費需求持續活躍，占全社會用電比重同比提高0.3個百分點。城鄉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遭遇持續高溫天氣，當季城鄉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
制造業用電增速逐季攀升，四大高耗能行業用電增速先降后升。第二產業用電量同比增長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濟生產呈現穩中有升的良好態勢?；?、建材、黑色金屬、有色金屬四大行業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。
西部地區用電增速繼續明顯領先，各地區增速均高于上年。東部、中部、西部和東北地區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。西部地區明顯領先于其他地區，占全國用電比重同比提高0.7個百點。
圖2 2012、2013年全國分地區電力消費結構圖
圖3 2013年各地區分季度全社會用電量增速情況圖
（二）全國發電裝機容量首次躍居世界第一，新能源發電繼續超高速增長
全年電網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。全年發電量5.35萬億千瓦時、同比增長7.5%，發電設備利用小時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，提前實現國家節能減排“十二五”規劃目標（325克/千瓦時），煤電機組供電煤耗繼續居世界先進水平。
水電新投產容量創歷史新高。全年常規水電新增2873萬千瓦，年底裝機2.6億千瓦、同比增長12.9%；發電量同比增長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。
并網太陽能發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太陽能發電產業發展政策，極大地促進了我國太陽能發電發展。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%；發電量87億千瓦時、同比增長143.0%。
風電延續高速增長，風電設備利用率明顯提高。全年并網風電新增1406萬千瓦，年底裝機7548萬千瓦、同比增長24.5%；發電量1401億千瓦時、同比增長36.3%，發電設備利用小時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兩年提高。
核電投資同比減少，全年投產兩臺核電機組。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%，發電量同比增長4.7%。
跨區送電保持快速增長。全年完成跨區送電量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%。南方電網區域西電東送電量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，部分燃機發電供氣受限。2013年7月國家上調非居民用天然氣價格以來，部分燃機發電企業因地方補貼不到位出現持續虧損。
（三）全國電力供需總體平衡，地區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，東北和西北區域電力供應能力富余較多；華北、華中和南方區域電力供需總體平衡；華東區域電力供需偏緊，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年我國經濟將延續平穩增長態勢，預計國內生產總值同比增長7.5%左右。綜合考慮2014年經濟增長形勢、國家大氣污染防治與節能減排、化解鋼鐵等高耗能行業產能嚴重過剩矛盾以及2013年迎峰度夏期間持續高溫天氣導致用電基數偏高等因素，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，非化石能源發電裝機比重繼續提高
預計全年新增發電裝機9600萬千瓦左右，其中非化石能源發電6000萬千瓦左右、煤電新增3000萬千瓦左右。預計年底全國發電裝機達到13.4億千瓦，其中煤電8.2億千瓦左右，非化石能源發電4.5億千瓦左右，非化石能源發電占比接近34%。非化石能源發電裝機中，常規水電2.8億千瓦、抽水蓄能發電2271萬千瓦、核電2109萬千瓦、并網風電9300萬千瓦、并網太陽能發電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，東北區域電力供應能力富余較多，西北區域有一定富余；華北區域電力供需平衡偏緊；華東、華中、南方區域電力供需總體平衡。預計全年發電設備利用小時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）加快發展清潔能源發電
加快發展清潔能源發電已成為我國能源電力發展的重大戰略選擇，建議：
一是深化總體戰略研究，統籌規劃清潔能源發電。增強水電、核電、天然氣發電以及新能源發電等清潔能源發電的規劃協調性，保障規劃與國家財政補貼額度、環境保護要求、經濟社會電價承受能力以及電力系統消納能力等相關因素相協調。
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，加強清潔能源發電設備制造、建筑安裝、生產運行、退役后處理等全過程環保標準完善與監督；加強清潔能源發電并網制度管理，嚴格執行并網技術規定；統籌規劃、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核電技術標準體系。
三是加加快完善并落實促進分布式發電發展相關政策措施。創新分布式發電商業模式，構建以電力購買協議為載體，由投資者、開發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電融資障礙; 進一步制定和落實分布式光伏發電的電費結算、補貼資金申請及撥付的工作流程，確保光伏發電補貼及時足額到位；完善天然氣分布式發電電價及補貼政策。
四是健全資金籌集機制和進一步完善財政稅收扶持政策。拓寬清潔能源發電發展基金來源渠道，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特別是基礎研究的投入；對清潔能源產業制定明確的稅收優惠政策；鼓勵金融機構對清潔能源發電特別是分布式清潔發電項目融資貸款，并給予多方面優惠。
五是推行綠色電力交易。實施居民和企業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電科技創新，降低發電成本。為力爭2020年前實現風電上網電價與火電平價，2020年實現光伏發電用戶側平價上網，積極開展風電、光伏發電等領域的基礎研究、關鍵技術研發，進一步降低發電成本。
（二）加快制定實施電能替代戰略規劃
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略規劃，出臺電能替代產業政策。以電能替代戰略規劃統籌指導實施“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、交通運輸業、建筑業、農業、居民生活等主要領域實施電能替代工程。在工業和民用領域推廣“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和應用，推廣新建小區建設電動汽車充電樁。
三是加快調整電源結構和優化電源布局。積極有序發展新能源發電，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以及西部、北部大型煤電基地規?；图s化開發，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，實現更大范圍的資源優化配置和環境質量的結構性改善。
四是通過市場機制和經濟手段促進節能減排，深化電力需求側管理，推行合同能源管理，推進發電權交易和大氣污染物排污權交易。
五是提高電力企業環保設施運行維護管理水平，發揮好現有環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年以來全國并網風電設備利用率穩步提高，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相結合、近期以分散為主的風電開發方針。分散開發應該成為近中期風電開發的側重點，集中開發要以確定的消納市場和配套電網項目為前提，因地制宜穩妥開發海上風電。
二是切實加強統籌規劃，健全科學有序發展機制。科學制定全國中長期總量目標，立足電力行業總體規劃來深化統籌風電專項開發規劃，堅持中央與地方規劃相統一，健全完善國家規劃剛性實施機制。
三是切實加強綜合協調管理，提高政策規劃執行力?？茖W制定項目核準流程規范，強化規劃執行剛性；建立風電項目和配套電網、調峰調頻項目同步審批的聯席會議制度，建立項目審批與電價補貼資金直接掛鉤制度；加快跨區通道建設，加快核準和超前建設包括特高壓輸電工程在內的跨區跨省通道工程，盡早消納現有“三北”基地風電生產能力；盡早建立健全調峰調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）加快解決東北區域發電裝機富裕問題
東北地區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投產，電力供應富余進一步增加，發電企業經營困難加劇。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”期間應嚴格控制區域內包括煤電、風電在內的電源開工規模，以集中消化現有電力供應能力。
（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及北方熱電聯產企業長期普遍虧損問題
我國已經進入電價上漲周期，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節電價，減少行政干預：
一是加快發電環節兩部制電價改革。盡快研究云南等水電大省的煤電價格形成機制，解決這些地區煤電企業持續嚴重虧損、經營狀況持續惡化而面臨的企業生存問題；加快理順天然氣發電價格機制。
二是加快形成獨立的輸配電價機制，穩妥推進電力用戶與發電企業直接交易。國家有關部門應加大市場監管力度，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、東北及西北地區熱電聯產企業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域供熱價格指導政策，對供熱虧損較大的地區按照成本加成原則重新核定熱價，并執行煤熱價格聯動機制；對熱價倒掛嚴重、虧損嚴重的供熱企業予以政策支持和財稅補貼，以保障企業的正常經營生產，確保迎峰度冬期間安全穩定供熱。
（六）加快完善大氣污染物特別排放限值相關政策措施
根據國家2013年2月發布的《關于執行大氣污染物特別排放限值的公告》，要求重點控制區域（19個省的47個城市）主城區的燃煤機組自2014年7月1日起執行特別排放限值，非主城區的在“十三五”期間執行特別排放限值。電力企業普遍反映，執行特別排放限值在技術、工期、經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督考核要求。
二是相關部門繼續完善特別排放限值地區的現役燃煤機組綜合環保電價，針對新建機組執行特別限值而增加的成本支出應相應調整電價。
三是統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保改造的機組，順延實施。
四是對重點地區環保技改工程提供環保專項資金和貸款貼息補助。
