展望2015年，预计电力消费需求增速将比2014年有所回升，全社会用电量同比增长4.5%左右；全年新增发电设备容量1亿千瓦左右，年底全国发电装机容量将达到14.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机比重提高至35%左右；全国电力供需继续总体宽松，其中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总体平衡，华北区域电力供需总体平衡、部分地区偏紧；全国火电设备利用小时比2014年小幅下降。
一、2014年全国电力供需状况
（一）电力消费需求增速创1998年以来新低
2014年全国全社会用电量5.52万亿千瓦时、同比增长3.8%，增速同比回落3.8个百分点。主要原因，一是全年平均气温特别是夏季较2013年同期偏低，贡献全年全社会用电增速下降超过1个百分点；二是经济增速稳中趋缓对电力消费需求增速回落影响也很大。同时，下半年分月电力消费平稳增长的态势也反映出当前经济增速是平稳趋缓而不是急速下降、仍处于合理增长区间。
图1 2010-2014年全社会及各产业用电量增长情况图
城乡居民生活用电量增速比上年大幅回落。城乡居民生活用电量同比增长2.2%、同比回落6.7个百分点，各季度增速依次为6.0%、7.4%、-5.6%和3.8%。2014年夏季极端持续高温天气较2013年同期明显偏少，长江中下游等地区出现凉夏，三季度城乡居民生活用电增速同比回落23.2个百分点，对当季全社会用电增长的贡献率为-58.9%。
第三产业用电量增速比上年回落，信息业消费持续保持旺盛势头。第三产业用电量同比增长6.4%、同比回落3.8个百分点。其中，住宿和餐饮业用电量仅增长1.2%，交通运输仓储邮政业用电量增长5.7%，而信息业（信息传输、计算机服务和软件业）用电量增长11.4%、同比提高0.5个百分点。
四大重点行业用电量增速同比回落，设备制造业用电量保持较快增长，产业结构优化调整效果显现。第二产业用电同比增长3.7%、同比回落3.4个百分点，其中工业用电增长3.7%。制造业用电增长4.5%，其中，四大重点用电行业合计用电同比增长3.7%、同比回落2.7个百分点；设备制造业、废弃资源和废旧材料回收加工业用电量同比分别增长8.1%和9.3%，是制造业中用电形势表现最好的两个行业。
图2 2013、2014年各地区用电量增长情况图
中部和东北地区用电量低速增长，中部和西部地区用电量增速比上年回落幅度偏大。东部地区用电同比增长3.5%、同比回落3.1个百分点；主要受气温因素影响，中部地区用电同比增长1.7%、同比回落5.2个百分点，是增速回落幅度最大的地区；西部地区用电同比增长6.4%，增速仍领先于其它地区，但受高耗能行业用电增速放缓影响，增速同比回落4.5个百分点；东北地区用电同比增长1.7%,在各地区中最低,同比回落2.6个百分点。
（二）电力供应充足，非化石能源发电量快速增长，火电发电量负增长、设备利用小时均创新低
全国基建新增发电装机10350万千瓦，其中非化石能源发电装机5702万千瓦。年底全国全口径发电装机容量13.6亿千瓦、同比增长8.7%，其中非化石能源发电装机容量占总装机容量比重为33.3%。全年全口径发电量5.55万亿千瓦时、同比增长3.6%，其中非化石能源发电同比增长19.6%，其占总发电量比重自新中国成立以来首次超过25%，达到25.6%、同比提高3.4个百分点。全国发电设备利用小时4286小时、同比降低235小时。
水电装机达到3亿千瓦，水电发电量高速增长、设备利用小时达到9年来最高水平。年底全口径水电装机3.0亿千瓦（其中抽水蓄能2183万千瓦）、同比增长7.9%，年底常规水电在建规模大幅萎缩至不足3000万千瓦。全年发电量1.07万亿千瓦时、同比增长19.7%，设备利用小时3653小时，为1996年以来的年度次高值（最高值为2005年的3664小时），同比提高293小时。
风电投资大幅增长、设备利用小时同比降低。新增并网装机2072万千瓦，年底全国并网风电装机9581万千瓦、同比增长25.6%。发电量同比增长12.2%，主要受来风少、风速下降影响，设备利用小时1905小时、同比降低120小时。
并网太阳能发电装机容量及发电量大幅增长。年底全国并网太阳能发电（绝大部分为光伏发电）装机2652万千瓦、同比增长67.0%，其中甘肃、青海和新疆超过300万千瓦。全年发电量231亿千瓦时、同比增长170.8%。
核电新投产装机规模创年度新高。全国新投产核电机组5台、547万千瓦，年底核电装机1988万千瓦、同比增长36.1%。全年发电量同比增长13.2%，设备利用小时7489小时、同比降低385小时。
火电发电量同比负增长，利用小时创新低。全年新增火电装机4729万千瓦，年底全口径火电装机9.2亿千瓦、同比增长5.9%，其中煤电8.3亿千瓦、同比增长5.0%。受电力消费需求放缓、非化石能源发电量高速增长等因素影响，火电发电量同比下降0.7%，自1974年以来首次出现负增长；设备利用小时4706小时、同比降低314小时，为上一轮低谷1999年（4719小时）以来的年度最低值。
跨省区送电量保持快速增长。全年跨区送电量2741亿千瓦时、同比增长13.1%，其中，新投产的溪(洛渡)浙(江)、哈(密)郑(州)±800千伏特高压直流工程分别送电251和130亿千瓦时；跨省输出电量8420亿千瓦时、同比增长10.8%，其中南方电网区域“西电东送”电量同比增长31.1%，三峡电站送出电量同比增长19.3%。
电煤供应持续宽松，发电用天然气供应总体平稳但部分企业亏损加重。全年国内煤炭市场供应充足，电煤供应持续宽松。一季度部分地区天然气发电供气受限，二、三季度形势缓和，四季度总体平稳，但部分天然气发电厂因存量气价再次上调而亏损加重。
（三）全国电力供需总体宽松
全年全国电力供需总体宽松，东北和西北电网区域供应能力富余较多，华中、华东和南方电网区域供需总体平衡，华北电网区域供需总体平衡、部分地区偏紧。省级电网中，受机组环保改造、气温、局部电网受限等因素影响，山东、河北、天津、江苏、安徽、福建、河南、陕西、西藏和海南在部分时段有一定错峰。
二、2015年电力供需形势预测
（一）电力消费增速将比2014年有所回升
2015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，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。
（二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高
预计2015年基建新增发电装机容量1亿千瓦左右，其中非化石能源发电5300万千瓦左右。预计年底全国发电装机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、占比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。
（三）2015年全国电力供需总体宽松
预计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。预计全年发电设备利用小时4130小时左右，其中火电设备利用小时4650小时左右，可能再创新低。
三、有关建议
（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
近些年来，发电设备利用小时特别是火电利用小时数下降，降低了电力行业资产利用效率和效益。究其原因，除电力供应宽松外，投产电源结构和布局不合理，调峰电源比例低，也是重要原因。为此，在科学调控开工投产规模的同时，更应该，一是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。二是优先发展水电和核电，稳步提高非化石能源发电比重。在科学确定非化石能源发电比重目标下，如何优化非化石能源发电结构、提供全社会用得起的安全绿色电能，是“十三五”规划及其具体项目安排中亟需解决的重大课题。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（环境品质）上大致相同；在发电成本或上网电价（经济品质）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 (容量品质)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困局，且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。三是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。四是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
近些年来，政府、行业及企业已经采取了多项措施，并且取得了一定成效，但西南水电“弃水”和三北风电基地“弃风”问题仍然存在。为此建议，一是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。二是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。三是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。对弃水严重的地区严格控制风电、太阳能发电等开发进度，对电力大量富余的东北地区严格控制包括煤电、风电在内的电源开工规模。四是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
一是建议在云南、四川等水电大省开展火电两部制电价改革试点，建立健全水电与火电互补机制，以解决这些省份的火电机组因长期承担电网调峰，而造成设备利用小时偏低、亏损严重等长期性问题。二是针对华北、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，同时实行环保改造热价政策。
