裝機持續增長 優先開發水電成重點

　　2014年，電力工業持續健康發展，裝機總量及發電量進一步增長，非化石能源發電量比重首次超25%，火電發電量負增長，設備利用小時創新低。

　　其中，水電裝機達到3億千瓦，水電發電量高速增長，設備利用小時達到9年來最高水平;風電投資大幅增長，設備利用小時同比降低，并網太陽能發電裝機容量及發電量大幅增長;核電投資同比繼續負增長，全年新投產核電裝機規模創年度新高;火電發電量同比負增長，利用小時創新低;電煤供應持續寬松，發電用天然氣供應總體平穩，但部分企業虧損加重。

　　煤電環保邊際成本增大

　　2014年7月1日，現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，環保部要求京津冀地區所有燃煤電廠在2014年底前完成特別排放限值改造;9月12日，國家發改委、環保部、能源局印發《煤電節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保設施重復改造，邊際成本增大。

　　同時，低成本超低排放技術仍需突破。2014年，有數家電廠燃煤機組超低排放,改造后投入運行。采取的主要措施：一是對已有技術和設備潛力進行挖掘、輔機改造、系統優化;二是設備擴容，增加新設備;三是研發采用創新性技術;四是對煤質進行優化。總體來看，采用設備擴容、增加新設備的方法較多，而采用創新性低費用的技術較少。在面對超低排放改造新要求時，大量煤質難以保障、場地受限、技術路線選擇困難的電廠實現超低排放改造的困難很大。

　　煤電提效空間越來越小

　　2005年以來，供電煤耗快速下降，這既是現有機組積極進行節能改造，也是大量新建的低煤耗機組提高了行業清潔利用水平的結果。受國家宏觀經濟及產業結構調整影響，煤電發展速度明顯低于“十一五”及“十二五”初期，經過“十一五”以來大規模實施節能技術改造，現役煤電機組的經濟節能降耗潛力很小，繼續提高效率空間有限。同時，伴隨風電、太陽能等可再生能源發電比重的快速提高，煤電調峰作用將顯著增強，機組參與調峰越多，煤耗越高。通過增加新機組方法優化煤電機組結構降低供電煤耗的空間越來越小?；痣娎眯r(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)、負荷率將持續走低，也嚴重影響機組運行經濟性，尤其是大容量、高效率機組的低煤耗優勢得不到充分發揮。

　　煤電節能與減少排放矛盾日趨加大。受到技術發展制約，對于主要靠增加設備裕度、增加設備數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。根據企業實際反映，環保改造影響供電煤耗1.2克/千瓦時以上。

　　今年電力供需總體或寬松

　　2015年是全面深化改革的關鍵之年。根據堅持穩中求進工作總基調，預計2015年我國國內生產總值增長7.0%左右，低于2014年增速。

　　2015年，預計中央仍將出臺系列“穩增長”政策措施，且改革紅利將逐步釋放，有利于穩定電力消費增長;2014年對用電量增長產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;受經濟轉型驅動，信息消費等第三產業仍將保持快速增長勢頭;部分地區為大氣污染防治和節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，企業生產成本下降，一定程度上促進電力消費。

　　與此同時，未來我國節能減排和環境保護壓力日益加大。2015年是中央政府實現“十二五”節能減排目標的最后一年，部分節能減排形勢嚴峻的地區可能在部分時段對高耗能高排放行業采取限電限產等措施，可能對高耗能行業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，全年全社會用電量5.74萬億千瓦時~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，第一產業同比增長2.0%、第二產業增長3.5%、第三產業增長8.5%、城鄉居民生活增長7.0%。

　　2015年全國基建新增發電裝機容量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、并網風電1900萬千瓦、并網太陽能發電1000萬千瓦、并網生物質發電100萬千瓦左右。

　　預計2015年底，全國全口徑發電裝機容量將達到14.6億千瓦，同比增長7.5%左右，其中非化石能源發電5.1億千瓦，占總裝機比重35%左右;非化石能源發電裝機中，水電3.2億千瓦，核電2864萬千瓦、并網風電1.1億千瓦、并網太陽能發電3650萬千瓦、并網生物質發電1100萬千瓦左右。預計全年發電設備利用小時4130小時左右，其中火電設備利用小時4650小時左右，可能再創新低。

　　從全國來看，2015年全國電力供需繼續總體寬松，東北和西北區域電力供應能力仍然富余較多，華東、華中和南方區域電力供需平衡，各區域內均有部分省份電力供應能力盈余，華北區域電力供需總體平衡，部分地區偏緊。

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　　未來電力需求將持續增長中電聯對2020～2030年電力供需進行了展望和分析。中電聯認為，綜合考慮經濟、社會發展、電氣化水平提高等影響因素和電力作為基礎產業及民生重要保障的地位，對比分析世界發達國家用電需求發展歷程，借鑒國內各機構預測成果，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，電力消費彈性系數為0.5左右;2050年為12萬億～13萬億千瓦時，人均用電量9000千瓦時左右。

　　據預計，全國發電裝機到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，非化石能源發電所占比重逐年上升，2020年、2030年和2050年發電裝機占比分別達到39%、49%和62%，發電量占比分別達到29%、37%和50%。到2050年，我國電力結構將實現從煤電為主向非化石能源發電為主的轉換。

　　基于我國發電能源資源稟賦特征和用電負荷分布，統籌協調經濟社會發展、生態文明建設、電力安全保障以及技術經濟制約，電力發展應加快轉變電力發展方式，著力推進電力結構優化和產業升級，構建安全、經濟、綠色、和諧的現代電力工業體系。

　　一是優先開發水電。水電是技術成熟、出力相對穩定的可再生能源，在可靠性、經濟性和靈活性方面具有顯著優勢，需要放在優先開發的戰略位置上。

　　二是積極有序發展新能源發電。風電、太陽能發電發展要堅持分散與集中、大中小相結合;加快提高技術和裝備水平，力爭到2020年我國風電產業處于世界領先水平，2020年我國太陽能發電產業達到世界先進水平，2030年力爭處于世界領先水平;加快大型基地外送通道建設;合理布局建設調峰調頻電源，研究應用儲能技術。全國新能源發電裝機規劃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。

　　三是安全高效發展核電。核電發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，明晰技術發展路線;統一技術標準體系，加快實現核電設備制造國產化;理順核電發展體制，加快推進市場化、專業化進程;建立立足國內、面向國際的核燃料循環體系。核電裝機規劃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。

　　四是優化發展煤電。我國電源結構以煤電為主的格局長期不會改變，必須堅持優化發展煤電，高度重視煤炭綠色發電，推行煤電一體化開發，加快建設大型煤電基地;嚴格控制東部地區新建純凝燃煤機組;鼓勵發展熱電聯產;大力推行潔凈煤發電技術，加快現有機組節能減排改造，因地制宜改造、關停淘汰煤耗高、污染重的小火電。全國煤電裝機規劃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。

　　五是高效發展天然氣發電。要優先發展天然氣分布式能源系統，因地制宜發展大型單循環燃氣發電，適度發展大型聯合循環燃氣發電。全國天然氣發電裝機規劃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。

　　六是推進更大范圍內電力資源優化配置。綜合考慮我國電力負荷及電源布局，未來我國將形成大規模的西部、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

　　區電網送入華北、華中、華東及南方電網負荷中心地區;周邊發電資源豐富的俄羅斯、蒙古、中亞、東南亞等國家和地區就近向我國負荷中心地區送電。

　　預計2020年，我國跨區、跨國電網輸送容量將占全國電力總負荷的25%～30%。2030年前后跨區、跨國電網輸送容量占全國電力總負荷的30%以上。2030～2050年期間，全國跨區電力流規模仍有進一步增大的潛力。