编者按：中国电力企业联合会日前发布《中国电力工业现状与展望》，分析预测了2014年电力工业的发展情况，展望2015年及中长期电力发展形势，预测到2020年全国全社会用电量将达7.7万亿千瓦时，人均用电量达5570千瓦时。并就加快优化调整电源结构与布局，提高电力资产利用效率和效益，加快跨省区送电通道及配网建设，尽早解决"弃水""弃风"问题等提出建议。以下是《中国电力工业现状与展望》主要内容。
发展现状：非化石能源发电量比重首次超25%
报告认为，低成本超低排放技术还需突破。降低每千克污染物的排放量的代价为12~60元。如果仅烟尘治理需增加0.5分钱的话，则去除每千克烟尘的代价为100元以上，而全社会的治理成本约为2元
(一)2014年电力工业发展情况及电力供需情况分析
2014年，电力工业持续健康发展，装机总量及发电量进一步增长，非化石能源发电量比重首次超25%，火电发电量负增长，设备利用小时创新低。
2014年，全国电力供需形势总体宽松，运行安全稳定。受气温及经济稳中趋缓等因素影响，全社会用电量增速放缓到3.8%，同比回落3.8个百分点，电力消费需求增速创1998年以来新低;三次产业和居民生活用电量增速全面回落，第三产业用电量增速明显领先于其他产业，其中信息业用电持续保持旺盛势头;四大重点用电行业增速均比上年回落，设备制造业用电保持较快增长，产业结构优化调整效果显现。
(二)煤电清洁发展现状及问题
1、煤电清洁发展现状
(1)煤电结构进一步优化
2014年，火电结构进一步优化，技术水平进一步提高。高参数、大容量、高效环保型机组比例进一步提高。据中电联初步统计，截至2014年底，全国30万千瓦及以上火电机组比例达到77.7%，比2013年提高近1.4个百分点;2005~2014年累计关停小火电机组预计超过0.95亿千瓦。
(2)供电煤耗持续下降
2013年全国6000千瓦及以上火电机组供电标准煤耗318克/千瓦时，同比下降3克/千瓦时，比2005年下降了52克/千瓦时，煤电机组供电煤耗继续保持世界先进水平。
(3)污染物减排能力进一步增强
烟尘控制方面。2014年，按照修订后的《火电厂大气污染物排放标准》，燃煤电厂除尘设施进行了大范围改造，在继续应用低温电除尘器、高频电源、移动电极技术的基础上，湿式电除尘器等开始在一些新建机组和改造机组上大规模应用。同时，通过优 化现有脱硫吸收塔内流场、改造湿法脱硫除雾系统等方式提高了对烟尘的协同脱除能力。2014年煤电平均除尘效率达到99.75%以上，比2013年提高0.1个百分点。
二氧化硫控制方面。截至2014年底，统计口径内的燃煤发电机组基本上全部采取了脱硫措施。
氮氧化物控制方面。截至2014年底，烟气脱硝机组容量约6.6亿千瓦，约占全国煤电装机容量的80%。
环保资金投入方面。2014年煤电企业脱硫、脱硝、除尘建设和改造费用超过500亿元，每年用于煤电环保设施运行的费用超过800亿元。
(4)大气污染物排放总量大幅下降
随着现役机组达标改造完成，2014年电力大气污染物排放量大幅下降。电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量预计分别降至98万吨、620万吨、620万吨左右，分别比2013年下降约31.0%、20.5%、25.7%。电力二氧化硫排放量(2013年实现)、氮氧化物排放量(2014年实现)全面提前完成《节能减排"十二五"规划》规定的电力二氧化硫800万吨、氮氧化物750万吨的减排目标(最终数据以环境保护部的公布为准)。
(5)节能减排管理水平稳步提高
一是将节能减排技术监督与管理贯穿于技术改造和电力生产全过程，对影响发电设备经济运行的重要参数、性能和指标进行监督、调整和评价，力争使煤、电、油、汽、水等各方面的消耗达到最佳值。
二是加强运行管理。加强运行人员业务培训，提高业务水平，保证机组优化运行，提高设备可靠性。通过加强各项参数调整，优化辅机运行方式，加强对标等措施，保证机组在最佳状态运行。
三是积极推进节能减排综合升级改造工作。继续组织开展现役机组汽轮机通流改造等节能技术改造，能耗持续下降;继续开展除尘、脱硫、脱硝提效改造，按国家要求开展取消旁路工作等。
在行业层面，中电联积极服务于电力行业节能减排工作，在规划、政策研究、提供统计咨询等方面发挥了积极作用。
(6)单位发电量二氧化碳排放量持续下降
以2005年为基准年，2006~2014年电力行业通过发展非化石能源、降低供电煤耗和降低线损率等措施累计减排二氧化碳约60亿吨。2014年，电力行业单位发电量二氧化碳排放量比2005年减少约19%。
2、煤电清洁发展面临的问题
(1)煤电大气污染物减排边际成本增大
2014年7月1日，现役燃煤电厂开始实施《火电厂大气污染物排放标准》;同年4月，环境保护部要求京津冀地区所有燃煤电厂在2014年底前完成特别排放限值改造;9月12日，《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014~2020年)》印发，要求燃煤电厂达到燃机排放水平。
初步分析，目前烟气治理2.7分/千瓦时的环保电价对应的煤质污染物排放浓度限值为：烟尘20毫克/立方米、二氧化硫100毫克/立方米、氮氧化物100毫克/立方米。多个超低排放改造项目的成本体现在电价上，是在现行2.7分/千瓦时基础上再增加0.5~2分/千瓦时甚至更高，即在低硫、低灰和高挥发份煤的条件下，比起特别排放限值规定，烟尘再降10毫克/立方米、二氧化硫降65毫克/立方米、氮氧化物降50毫克/立方米，致使超低改造的污染物控制边际成本过高，且能耗增加。降低每千克污染物的排放量的代价为12~60元。
如果仅烟尘治理需增加0.5分钱的话，则去除每千克烟尘的代价为100元以上，而全社会的治理成本约为2元。低成本超低排放技术还需突破。采取的主要措施：一是对已有技术和设备潜力进行挖掘、辅机改造、系统优化;二是设备扩容，增加新设备;三是研发采用创新性技术;四是对煤质进行优化。总体来看，采用设备扩容、增加新设备的方法较多，而采用创新性低费用的技术较少。面对超低排放改造新要求时，大量煤质难以保障、场地受限、技术路线选择困难的电厂实现超低排放改造的困难很大。
(2)排放标准考核方法使企业违法风险增大
《火电厂大气污染物排放标准》没有明确火电厂大气污染物的达标考核的方式。实际考核中，有的地方政府按小时均值考核，也有按4小时均值，或日均值、或周均值考核的。
2014年3月，国家发展改革委、环境保护部印发了 《燃煤发电机组环保电价与环保设施运行监管办法》，该文件变相明确了按照浓度小时均值判断是否达标排放，是否享受环保电价和接受处罚等。按小时均值考核要求远严于按日、月均值考核。
煤电机组受低负荷、环保设施临时故障、机组启停机等影响，都会导致污染物排放的临时性超标。按小时均值考核成为世界最严考核方式，企业的违法风险加大。
(3)煤电提效空间越来越小
受国家宏观经济及产业结构调整影响，煤电发展速度明显低于"十一五"及"十二五"初期，经过"十一五"以来大规模实施节能技术改造，现役煤电机组的经济节能降耗潜力很小，继续提高效率空间有限。同时，伴随风电、太阳能等可再生能源发电比重的快速提高，煤电调峰作用将显著增强，机组参与调峰越多，煤耗越高。通过增加新机组方法优化煤电机组结构降低供电煤耗的空间越来越小。火电利用小时、负荷率将持续走低，也严重影响机组运行经济性。
煤电节能与减少排放矛盾日趋加大。受到技术发展制约，对于主要靠增加设备裕度、增加设备数量等来提高脱除效率，在去除污染物的同时，增加了能耗。
发展展望：预计今年电力消费增速同比增长4.5%左右
预计2015年电力消费增速将比2014年有一定回升，预计全年全社会用电量5.74~5.80万亿千瓦时、同比增长4.0%~5.0%，预期5.77万亿千瓦时、同比增长4.5%左右
(一)2015年电力工业发展分析
1、2015年电力发展分析
预计2015年全国基建新增发电装机容量1亿千瓦左右，其中，煤电3800万千瓦、气电600万千瓦、非化石能源发电5300万千瓦左右。
预计2015年底，全国全口径发电装机容量将达到14.6亿千瓦，同比增长7.5%左右，其中非化石能源发电5.1亿千瓦，占总装机比重35%左右;非化石能源发电装机中，水电3.2亿千瓦，核电2864万千瓦、并网风电1.1亿千瓦、并网太阳能发电3650万千瓦、并网生物质发电1100万千瓦左右。预计全年发电设备利用小时4130小时左右。
2、2015年全国电力供需分析
2015年是全面深化改革的关键之年，预计中央仍将出台系列"稳增长"政策措施，且改革红利将逐步释放,有利于稳定电力消费增长;2014年对用电量增长产生抑制作用的气温因素，将对2015年用电量尤其是居民用电量增长有一定拉升作用;受经济转型驱动，信息消费等第三产业仍将保持快速增长势头;部分地区为大气污染防治和节能减排而推行的电能替代客观上有利于促进电力消费增长;部分地方逐步推进的电力用户直接交易试点，降低了用户电价，企业生产成本下降，一定程度上促进电力消费。与此同时，未来我国的节能减排和环境保护压力日益加大，2015年是中央政府实现"十二五"节能减排目标的最后一年，部分节能减排形势严峻的地区可能在部分时段对高耗能高排放行业采取限电限产等措施，可能对高耗能行业用电增长带来一定影响。综合判断，预计2015年电力消费增速将比2014年有一定回升，预计全年全社会用电量5.74~5.80万亿千瓦时、同比增长4.0%~5.0%，预期5.77万亿千瓦时、同比增长4.5%左右。
预计2015年全国电力供需继续总体宽松，东北和西北区域电力供应能力仍然富余较多，华东、华中和南方区域电力供需平衡，各区域内均有部分省份电力供应能力盈余，华北区域电力供需总体平衡，部分地区偏紧。
(二)电力中长期发展简要分析
1、2020~2030年电力供需展望
2020年全国全社会用电量为7.7万亿千瓦时，人均用电量5570千瓦时，"十三五"年均增长5.5%左右，电力消费弹性系数为0.76;2030年全国全社会用电量为10.3万亿千瓦时左右，人均用电量7400千瓦时左右，2020~2030年年均增长3%左右，电力消费弹性系数为0.5左右;2050年为12～13万亿千瓦时，人均用电量9000千瓦时左右。
从电力需求地区分布上看，未来西部地区用电需求预计将保持较快增长，增速快于中东部地区;但中东部地区受人口增加、电气化水平提高等因素影响，用电量也将平稳增长，中东部地区作为我国人口中心、经济中心和用电负荷中心的地位将长期保持。
对应于上述用电增长需求，预计全国发电装机到2020年需要19.6亿千瓦左右，2030年需要30.2亿千瓦左右，2050年需要39.8亿千瓦左右。
2、电力发展战略布局
(1)优先开发水电
水电要坚持绿色和谐开发，以大型基地为重点，大中小相结合，推进流域梯级综合开发;重视水电消纳市场研究，扩大水电资源配置范围;加快抽水蓄能电站发展，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再生能源发电的合理消纳。全国常规水电装机规划2020年达到3.6亿千瓦左右，开发程度67%;2030年达到4.5～5.0亿千瓦左右，开发程度超过80%，除西藏外，全国水电基本开发完毕。抽水蓄能装机规划2020年、2030年和2050年分别达到6000万千瓦、1.5亿千瓦和3亿千瓦。
水电开发要着力解决统一认识难、统筹协调难、前期核准难、成本控制难、移民安置难"五难"问题。一是建议组建国家级水电开发委员会，加强统一规划和统筹协调管理力度，在2015年前完成西南水电合理开发时序规划研究。二是完善项目前期管理，争取2015年前颁布水电开发前期管理条例，2015年前确定乌东德、白鹤滩电站送电方向和开发时序，2015年前确定龙盘电站坝址方案。三是创新移民安置管理，争取2015年前制定出台移民安置管理办法，增加移民安置方式，调动地方政府积极性。四是建立水电开发环境影响全过程管理机制，加强投运后的环境实际影响监管，并将结果向社会公布。五是促进更大范围消纳水电，推广水电丰枯电价、峰谷电价。六是建议国务院责成有关部门加强水电开发相关知识普及和宣传，并进行绩效考核。
(2)积极有序发展新能源发电
风电、太阳能发电发展要坚持分散与集中、大中小相结合;加快提高技术和装备水平，力争到2020年我国风电产业处于世界领先水平，2020年我国太阳能发电产业达到世界先进水平，2030年力争处于世界领先水平;加快大型基地外送通道建设;合理布局建设调峰调频电源，研究应用储能技术。全国新能源发电装机规划2020年达到2.8亿千瓦，2030年达到6.7亿千瓦，2050年达到13.3亿千瓦。
新能源发电要着力解决缺乏清晰战略目标及发展路径、缺乏统筹规划、缺乏项目统筹核准机制和法律法规政策有待完善、基础工作有待加强、设备性能和建设运行水平有待提高"三缺乏三有待"问题，贯彻落实《可再生能源法》，进一步完善相关机制。一是明确国家能源等主管部门、发电企业、电网企业、设备制造企业和行业协会责任，转变发展方式。二是加强新能源发电科学统一规划，实现中央与地方的新能源发电规划、新能源发电规划与消纳市场、新能源发电规划与电网规划以及新能源发电规划与其他电源规划相协调。三是强化规划执行刚性，简化项目核准程序。四是健全和完善相关法律法规和政策体系。五是加强产业发展的基础工作。六是加快推进新能源发电产业技术升级。七是高度重视生态环保问题。
(3)安全高效发展核电
安全高效发展核电需要解决好以下问题：一是加强核电安全的宣传教育，消除社会核安全恐惧心理，提高社会公众的安全意识和对核电发展的认同度。二是理顺政府管理体制，明晰核电发展战略，统筹做好核电发展规划。三是加快修订出台《核电管理条例》，加快制定《原子能法》和《核安全法》，健全核安全政策、法规与制度体系。四是统一技术路线，加快形成与国际接轨的统一技术标准体系。五是健全国内核电工业体系，加快提高市场化、专业化程度。六是加快提升自主研发能力，提高自主化、本地化程度，提高成套设备设计制造能力。七是加快核电专业人员培养。
(4)优化发展煤电
煤电开发要优化煤电布局，在高度重视水资源制约及生态环境保护基础上，主要布局开发煤电基地。同时，要加强煤炭高效清洁利用，提高电煤比重。
发达国家的经验就是将散烧煤进行集中燃烧，绝大部分用于电力来解决煤炭污染问题。如果中国能够达到世界平均水平(78%左右)，煤炭的污染问题就能完全有效解决。因此，加强煤炭高效清洁利用，提高电煤比重，是解决煤炭污染的关键。
(5)高效发展天然气发电
天然气发电要研究制定全国统一的天然气发电价格补贴政策，加快制定天然气分布式发电管理办法和技术标准，充分发挥天然气发电的调峰优势，以解决天然气对外依存度不断提高、发电成本高和分布式发电发展滞后等问题。
(6)推进更大范围内电力资源优化配置
我国未来电力需求分布呈西移北扩趋势，但负荷中心仍将集中在中东部地区。综合考虑我国电力负荷及电源布局，未来我国将形成大规模的西部、北部电源基地向中东部负荷中心送电的电力流格局。
预计2020年，我国跨区、跨国电网输送容量将占全国电力总负荷的25%～30%。2030年前后跨区、跨国电网输送容量占全国电力总负荷的30%以上。2030～2050年期间，全国跨区电力流规模仍有进一步增大的潜力。
(7)加快建设坚强智能电网
2020年前后，建成福建与台湾电网联网工程，实现台湾与祖国大陆联网。跨区电网结构增强，特高压交直流并举，相辅相成，满足大煤电、大水电、大核电和大可再生能源基地送出和大受端电网可靠运行需要。配电网结构增强，供电能力和供电可靠性得到大幅度提高。智能电网将为大型能源基地的集约化开发与能源外送，分布式电源、智能家电、电动汽车的广泛应用，以及为智能楼宇、智能社区、智能城市建设提供安全可靠的保障。各电压等级电网功能定位更加明确，结构坚强、发展协调，智能化关键技术和设备得到广泛应用，电力系统各环节基本实现智能化，各项技术经济指标和装备质量全面达到或领先于国际水平。
建议及诉求：优化调整电源结构提高新能源发电利用率
发展水电、核电与发展风电、太阳能发电相比，两者在绿色低碳上大致相同;在发电成本或上网电价上，前者优于后者;在电力负荷平衡中的发电装机容量利用率上，前者也优于后者
(一)加快优化调整电源结构与布局，提高电力资产利用效率和效益
1、提高电力系统调峰电源比重，减轻煤电机组深度调峰负担。煤电机组为快速发展的风电、太阳能发电等可再生能源承担深度调峰和备用功能，不但降低了火电资产利用效率和效益，还增加了火电机组的供电煤耗和污染物排放。无论是规划中，还是近些年电源项目安排上，应优先规划和核准建设调峰电源，提高调峰电源比重，从而提高各类型电力资产尤其是火电资产的利用效率和效益。
2、优先发展水电和核电，稳步提高非化石能源发电比重。发展水电、核电与发展风电、太阳能发电相比，两者在绿色低碳上大致相同;在发电成本或上网电价上，前者明显优于后者;在电力负荷平衡中的发电装机容量利用率上，前者也明显优于后者。同时，当前电力供需总体宽松、利用小时数处于历史低位，但是未来5~10年发电装机需求仍有较大的发展空间，而水电和核电的建设周期为5年左右甚至更长。所以，优先发展水电和核电，既能够拉动经济发展，又能够有效规避当前供需宽松的困局，还能够确保电力结构绿色转型和保障电力中长期安全经济供应。
3、调整新能源发电思路，提高新能源发电利用率。做好统筹规划，实现区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，做到国家与地方规划相统一，完善国家规划刚性实施机制。风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，近中期优先鼓励分散、分布式开发。
在落实消纳市场和输电通道，并且提前开工输电通道工程的条件下，有序推进集中式开发。
4、高度重视光热发电产业发展，优化新能源发电结构，提高新能源发电发展质量。光热发电与风电和光伏发电相比，具有并网友好、储热连续、发电稳定等优势,可以作为今后提高新能源开发质量的重要方向。
(二)加快跨省区送电通道及配网建设，尽早解决"弃水""弃风"问题
1、国家有关部门应尽快协调有关地方，统筹考虑西南水电等可再生能源的开发及市场消纳。
2、加快清洁能源基地的跨省区输电通道建设，尽快核准开工建设西南水电基 地外送通道，确保现有电源过剩能力得到更大范围消纳、新增电源能及时送出。
3、严格控制电力富余较多地区的电源开工规模，以集中消化现有电力供应能力。
4、加快配电网建设和智能化改造，鼓励储能技术参与辅助服务，提高电力系统对分布式能源的消纳能力。
(三)加快理顺电价、热价形成机制，促进解决水电大省煤电企业以及北方热电联产企业供热普遍亏损问题
1、考虑云南、四川等水电大省火电机组长期承担电网调峰作用、利用小时数偏低、亏损严重及企业经营状况持续恶化等实际问题，尽快研究这些省份的火电价格形成机制;在地区内开展水、火电企业发电权交易，建立健全水电与火电互补机制,尽快研究两部制电价改革。
2、加快建立调峰调频等辅助服务电价机制，以解决受电大省、可再生能源发电大省的火电机组深度调峰调频及旋转备用合理补偿问题。
3、针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的长期困难，建议国家有关部门加快研究分析热电联产企业亏损原因，出台支持热电联产健康发展的有效措施;在政策出台前，对热价倒挂严重、亏损严重的供热电厂予以财政补贴，同时给予热电联产企业供热业务环保热价补贴政策。
(四)进一步加强对电力用户直接交易的监管
1、加快出台国家电力体制改革指导意见，在改革指导意见及其细则正式出台前，国家有关部门尽快完善相关政策规定，合理规范电力用户直接交易，对直接交易规则的关键点出台指导意见，并加以明确引导，使各地方制定的直接交易规则更公平合理。
2、各地应考虑当地经济发展、企业科学发展、电力系统安全等因素，根据当地需要和企业承受能力合理确定直接交易的电量规模比例，待取得经验和相应政策配套后，再逐步扩大规模和范围。
3、国家有关部门要加强对电力用户直接交易的监管，对地方政府直接指定交易对象、电量、电价等非市场行为及时纠正，对不符合国家产业政策及淘汰类产品、工艺的直接交易电力用户及时清理。
