展望2015年，預計電力消費需求增速將比2014年有所回升，全社會用電量同比增長4.5%左右；全年新增發電設備容量1億千瓦左右，年底全國發電裝機容量將達到14.6億千瓦，其中非化石能源發電裝機比重提高至35%左右；全國電力供需繼續總體寬松，其中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總體平衡，華北區域電力供需總體平衡、部分地區偏緊；全國火電設備利用小時比2014年小幅下降。
一、2014年全國電力供需狀況
（一）電力消費需求增速創1998年以來新低
2014年全國全社會用電量5.52萬億千瓦時、同比增長3.8%，增速同比回落3.8個百分點。主要原因，一是全年平均氣溫特別是夏季較2013年同期偏低，貢獻全年全社會用電增速下降超過1個百分點；二是經濟增速穩中趨緩對電力消費需求增速回落影響也很大。同時，下半年分月電力消費平穩增長的態勢也反映出當前經濟增速是平穩趨緩而不是急速下降、仍處于合理增長區間。
圖1 2010-2014年全社會及各產業用電量增長情況圖
城鄉居民生活用電量增速比上年大幅回落。城鄉居民生活用電量同比增長2.2%、同比回落6.7個百分點，各季度增速依次為6.0%、7.4%、-5.6%和3.8%。2014年夏季極端持續高溫天氣較2013年同期明顯偏少，長江中下游等地區出現涼夏，三季度城鄉居民生活用電增速同比回落23.2個百分點，對當季全社會用電增長的貢獻率為-58.9%。
第三產業用電量增速比上年回落，信息業消費持續保持旺盛勢頭。第三產業用電量同比增長6.4%、同比回落3.8個百分點。其中，住宿和餐飲業用電量僅增長1.2%，交通運輸倉儲郵政業用電量增長5.7%，而信息業（信息傳輸、計算機服務和軟件業）用電量增長11.4%、同比提高0.5個百分點。
四大重點行業用電量增速同比回落，設備制造業用電量保持較快增長，產業結構優化調整效果顯現。第二產業用電同比增長3.7%、同比回落3.4個百分點，其中工業用電增長3.7%。制造業用電增長4.5%，其中，四大重點用電行業合計用電同比增長3.7%、同比回落2.7個百分點；設備制造業、廢棄資源和廢舊材料回收加工業用電量同比分別增長8.1%和9.3%，是制造業中用電形勢表現最好的兩個行業。
圖2 2013、2014年各地區用電量增長情況圖
中部和東北地區用電量低速增長，中部和西部地區用電量增速比上年回落幅度偏大。東部地區用電同比增長3.5%、同比回落3.1個百分點；主要受氣溫因素影響，中部地區用電同比增長1.7%、同比回落5.2個百分點，是增速回落幅度最大的地區；西部地區用電同比增長6.4%，增速仍領先于其它地區，但受高耗能行業用電增速放緩影響，增速同比回落4.5個百分點；東北地區用電同比增長1.7%,在各地區中最低,同比回落2.6個百分點。
（二）電力供應充足，非化石能源發電量快速增長，火電發電量負增長、設備利用小時均創新低
全國基建新增發電裝機10350萬千瓦，其中非化石能源發電裝機5702萬千瓦。年底全國全口徑發電裝機容量13.6億千瓦、同比增長8.7%，其中非化石能源發電裝機容量占總裝機容量比重為33.3%。全年全口徑發電量5.55萬億千瓦時、同比增長3.6%，其中非化石能源發電同比增長19.6%，其占總發電量比重自新中國成立以來首次超過25%，達到25.6%、同比提高3.4個百分點。全國發電設備利用小時4286小時、同比降低235小時。
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。年底全口徑水電裝機3.0億千瓦（其中抽水蓄能2183萬千瓦）、同比增長7.9%，年底常規水電在建規模大幅萎縮至不足3000萬千瓦。全年發電量1.07萬億千瓦時、同比增長19.7%，設備利用小時3653小時，為1996年以來的年度次高值（最高值為2005年的3664小時），同比提高293小時。
風電投資大幅增長、設備利用小時同比降低。新增并網裝機2072萬千瓦，年底全國并網風電裝機9581萬千瓦、同比增長25.6%。發電量同比增長12.2%，主要受來風少、風速下降影響，設備利用小時1905小時、同比降低120小時。
并網太陽能發電裝機容量及發電量大幅增長。年底全國并網太陽能發電（絕大部分為光伏發電）裝機2652萬千瓦、同比增長67.0%，其中甘肅、青海和新疆超過300萬千瓦。全年發電量231億千瓦時、同比增長170.8%。
核電新投產裝機規模創年度新高。全國新投產核電機組5臺、547萬千瓦，年底核電裝機1988萬千瓦、同比增長36.1%。全年發電量同比增長13.2%，設備利用小時7489小時、同比降低385小時。
火電發電量同比負增長，利用小時創新低。全年新增火電裝機4729萬千瓦，年底全口徑火電裝機9.2億千瓦、同比增長5.9%，其中煤電8.3億千瓦、同比增長5.0%。受電力消費需求放緩、非化石能源發電量高速增長等因素影響，火電發電量同比下降0.7%，自1974年以來首次出現負增長；設備利用小時4706小時、同比降低314小時，為上一輪低谷1999年（4719小時）以來的年度最低值。
跨省區送電量保持快速增長。全年跨區送電量2741億千瓦時、同比增長13.1%，其中，新投產的溪(洛渡)浙(江)、哈(密)鄭(州)±800千伏特高壓直流工程分別送電251和130億千瓦時；跨省輸出電量8420億千瓦時、同比增長10.8%，其中南方電網區域“西電東送”電量同比增長31.1%，三峽電站送出電量同比增長19.3%。
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。全年國內煤炭市場供應充足，電煤供應持續寬松。一季度部分地區天然氣發電供氣受限，二、三季度形勢緩和，四季度總體平穩，但部分天然氣發電廠因存量氣價再次上調而虧損加重。
（三）全國電力供需總體寬松
全年全國電力供需總體寬松，東北和西北電網區域供應能力富余較多，華中、華東和南方電網區域供需總體平衡，華北電網區域供需總體平衡、部分地區偏緊。省級電網中，受機組環保改造、氣溫、局部電網受限等因素影響，山東、河北、天津、江蘇、安徽、福建、河南、陜西、西藏和海南在部分時段有一定錯峰。
二、2015年電力供需形勢預測
（一）電力消費增速將比2014年有所回升
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，未來我國的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5.74-5.80萬億千瓦時、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。
（二）電力供應能力充足，非化石能源發電裝機比重進一步提高
預計2015年基建新增發電裝機容量1億千瓦左右，其中非化石能源發電5300萬千瓦左右。預計年底全國發電裝機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、占比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。
（三）2015年全國電力供需總體寬松
預計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。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。
三、有關建議
（一）加快優化調整電源結構與布局，提高電力資產利用效率和效益
近些年來，發電設備利用小時特別是火電利用小時數下降，降低了電力行業資產利用效率和效益。究其原因，除電力供應寬松外，投產電源結構和布局不合理，調峰電源比例低，也是重要原因。為此，在科學調控開工投產規模的同時，更應該，一是提高電力系統調峰電源比重，減輕煤電機組深度調峰負擔。煤電機組為快速發展的風電、太陽能發電等可再生能源承擔深度調峰和備用功能，不但降低了火電資產利用效率和效益，還增加了火電機組的供電煤耗和污染物排放。無論是規劃中，還是近些年電源項目安排上，應優先規劃和核準建設調峰電源，提高調峰電源比重，從而提高各類型電力資產尤其是火電資產的利用效率和效益。二是優先發展水電和核電，穩步提高非化石能源發電比重。在科學確定非化石能源發電比重目標下，如何優化非化石能源發電結構、提供全社會用得起的安全綠色電能，是“十三五”規劃及其具體項目安排中亟需解決的重大課題。發展水電、核電與發展風電、太陽能發電相比，兩者在綠色低碳（環境品質）上大致相同；在發電成本或上網電價（經濟品質）上，前者明顯優于后者；在電力負荷平衡中的發電裝機容量利用率 (容量品質)上，前者也明顯優于后者。同時，當前電力供需總體寬松、利用小時處于歷史低位，但是未來5-10年發電裝機需求仍有較大的發展空間，而水電和核電的建設周期為5年左右甚至更長。所以，優先發展水電和核電，既能夠拉動經濟發展，又能夠有效規避當前供需寬松困局，且能夠確保電力結構綠色轉型和保障電力中長期安全經濟供應。三是調整新能源發電思路，提高新能源發電利用率。做好統籌規劃，實現區域布局及項目與消納市場、配套電網以及調峰電源相統籌，做到國家與地方規劃相統一，完善國家規劃剛性實施機制。風電和光伏發電發展應堅持集中與分散相結合原則，近中期優先鼓勵分散、分布式開發。在落實消納市場和輸電通道，并且提前開工輸電通道工程的條件下，有序推進集中式開發。四是高度重視光熱發電產業發展，優化新能源發電結構，提高新能源發電發展質量。光熱發電與風電和光伏發電相比，具有并網友好、儲熱連續、發電穩定等優勢,可以作為今后提高新能源開發質量的重要方向。
（二）加快跨省區送電通道及配網建設，盡早解決“棄水”、“棄風”問題
近些年來，政府、行業及企業已經采取了多項措施，并且取得了一定成效，但西南水電“棄水”和三北風電基地“棄風”問題仍然存在。為此建議，一是國家有關部門應盡快協調有關地方，統籌考慮西南水電等可再生能源的開發及市場消納。二是加快清潔能源基地的跨省區輸電通道建設，盡快核準開工建設西南水電基地外送通道，確保現有電源過剩能力得到更大范圍消納、新增電源能及時送出。三是嚴格控制電力富余較多地區的電源開工規模，以集中消化現有電力供應能力。對棄水嚴重的地區嚴格控制風電、太陽能發電等開發進度，對電力大量富余的東北地區嚴格控制包括煤電、風電在內的電源開工規模。四是加快配電網建設和智能化改造，鼓勵儲能技術參與輔助服務，提高電力系統對分布式能源的消納能力。
（三）加快理順電價、熱價形成機制，促進解決水電大省煤電企業以及北方熱電聯產企業供熱普遍虧損問題
一是建議在云南、四川等水電大省開展火電兩部制電價改革試點，建立健全水電與火電互補機制，以解決這些省份的火電機組因長期承擔電網調峰，而造成設備利用小時偏低、虧損嚴重等長期性問題。二是針對華北、東北及西北地區熱電聯產企業供熱連年大面積虧損的長期困難，建議國家有關部門加快出臺支持熱電聯產健康發展的有效措施；在政策出臺前，對熱價倒掛嚴重、虧損嚴重的供熱電廠予以財政補貼，同時實行環保改造熱價政策。
