电力行业分析

中国电力行业概述2014年电力工业运行简况2014年，全国电力消费增速放缓，全社会用电量55233亿千瓦时，同比增长3.8%，比上年回落3.8个百分点；全口径发电量55459亿千瓦时，同比增长3.6%，比上年回落4.1个百分点。截至2014年底，全国发电装机容量13.60亿千瓦，比上年增长8.7%。全年发电设备平均利用小时数为4286小时，同比下降235小时；受电力消费增速放缓和水电发电量快速增长等因素影响，全年火电设备平均利用小时数同比下降314小时，为4706小时。2014年全国电力工业统计数据指标名称计算单位全年累计绝对量增长全国全社会用电量亿千瓦时552333.8其中：第一产业用电量亿千瓦时994-0.2第二产业用电量亿千瓦时406503.7工业用电量亿千瓦时399303.7轻工业用电量亿千瓦时66584.2重工业用电量亿千瓦时332723.6第三产业用电量亿千瓦时66606.4城乡居民生活用电量亿千瓦时69282.2全口径发电设备容量万千瓦1360198.7其中：水电万千瓦301837.9火电万千瓦915695.9核电万千瓦198836.1并网风电万千瓦958125.6并网太阳能发电万千瓦265267电力消费2014年，全国全社会用电量55233亿千瓦时，同比增长3.8%。其中，第一产业用电量994亿千瓦时，同比下降0.2%；第二产业40650亿千瓦时，同比增长3.7%；第三产业6660亿千瓦时，同比增长6.4%；城乡居民生活6928亿千瓦时，同比增长2.2%。工业用电量39930亿千瓦时，同比增长3.7%，其中，轻、重工业用电量分别为6658亿千瓦时和33272亿千瓦时，分别比上年增长4.2%和3.6%。2014年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数4286小时，同比降低235小时。其中，水电设备平均利用小时3653小时，同比增加293小时；火电设备平均利用小时4706小时，同比降低314小时；核电7489小时，同比降低385小时；风电1905小时，同比降低120小时。6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗克/千瓦时318-3全国线路损失率％6.34-0.46000千瓦及以上电厂发电设备利用小时小时4286-235其中：水电小时3653293火电小时4706-314并网风电小时1905-120电源基本建设投资完成额亿元3646-5.8其中：水电亿元960-21.5火电亿元952-6.3核电亿元569-13.8电网基本建设投资完成额亿元41186.8发电新增设备容量万千瓦103501.3其中：水电万千瓦2185-29.4火电万千瓦472913.3新增220千伏及以上变电设备容量万千伏安2239412.9新增220千伏及以上输电线路回路长度千米36085-7.3电力生产2014年，全国全口径发电量55459亿千瓦时，比上年增长3.6%。从结构上来看，水电发电量10661亿千瓦时，同比增长19.7%，占全国发电量的19.2%，比上年提高2.6个百分点；火电发电量41731亿千瓦时，同比下降0.7%，占全国发电量的75.2%，比上年降低3.3个百分点；核电、并网风电和并网太阳能发电量分别为1262亿千瓦时、1563亿千瓦时和231亿千瓦时，同比分别增长13.2%、12.2%和171%，占全国发电量的比重分别比上年提高0.2个、0.2个和0.3个百分点。中国电力生产历史数据（2004-2014）2014年2013年2012年2011年2010年2009年2008年2007年2006年2005年2004年总发电量(亿千瓦小时)552335347449,377.7047,130.2042,071.6037,146.5034,668.8232,815.5328,657.2625,002.6022,033.10水力发电量(亿千瓦小时)1066189638,608.506,989.507,221.726,156.405,851.874,852.644,357.863,970.173,535.44火力发电量(亿千瓦小时)417314190038,554.5038,337.0033,319.2829,827.8027,900.7827,229.3323,696.0320,473.3617,955.88电源建设截至2014年底，全国发电装机容量136019万千瓦，同比增长8.7%；其中，水电30183万千瓦（含抽水蓄能2183万千瓦），占全部装机容量的22.2%；火电91569万千瓦（含煤电82524万千瓦、气电5567万千瓦），占全部装机容量的67.4%，比上年降低1.7个百分点；核电1988万千瓦，并网风电9581万千瓦，并网太阳能发电2652万千瓦。2014年，全国基建新增发电设备容量10350万千瓦，其中，水电新增2185万千瓦，火电新增4729万千瓦，核电新增547万千瓦，并网风电新增2072万千瓦，并网太阳能发电新增817万千瓦。电网建设截至2014年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度、公用变电设备容量分别为57.20万千米、30.27亿千伏安，分别同比增长5.2%和8.8%。2014年，全国基建新增220千伏及以上输电线路长度和变电设备容量分别为3.61万千米和2.24亿千伏安，分别同比少投产2842千米和多投产2563万千伏安。电力投资2014年，全国主要电力企业电力工程建设完成投资7764亿元，同比增长0.5%。电源工程建设完成投资3646亿元，同比下降5.8%，其中，水电、火电、核电、风电分别完成投资960亿元，952亿元，569亿元，993亿元；电网工程建设完成投资4118亿元，同比增长6.8%。节能减排2014年，全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗318克/千瓦时，同比降低3克/千瓦时；全国电网输电线路损失率6.34%，同比降低0.4个百分点。电量交换2014年，全国完成跨区送电量2741亿千瓦时、同比增长13.1%；全国跨省送出电量8420亿千瓦时、同比增长10.8%。能源发展战略行动计划(2014-2020年)与电力有关的部分坚持发展非化石能源与化石能源高效清洁利用并举，逐步降低煤炭消费比重，提高天然气消费比重，大幅增加风电、太阳能、地热能等可再生能源和核电消费比重，形成与我国国情相适应、科学合理的能源消费结构，大幅减少能源消费排放，促进生态文明建设。清洁高效发展煤电。转变煤炭使用方式，着力提高煤炭集中高效发电比例。提高煤电机组准入标准，新建燃煤发电机组供电煤耗低于每千瓦时300克标准煤，污染物排放接近燃气机组排放水平。加快发展纯电动汽车、混合动力汽车和船舶、天然气汽车和船舶，扩大交通燃油替代规模。实施工业节能行动计划。严格限制高耗能产业和过剩产业扩张，加快淘汰落后产能，实施十大重点节能工程，深入开展万家企业节能低碳行动。实施电机、内燃机、锅炉等重点用能设备能效提升计划，推进工业企业余热余压利用。深入推进工业领域需求侧管理，积极发展高效锅炉和高效电机，推进终端用能产品能效提升和重点用能行业能效水平对标达标。认真开展新建项目环境影响评价和节能评估审查。制定城镇综合能源规划，大力发展分布式能源，科学发展热电联产，鼓励有条件的地区发展热电冷联供，发展风能、太阳能、生物质能、地热能供暖。加快农村用能方式变革。抓紧研究制定长效政策措施，推进绿色能源县、乡、村建设，大力发展农村小水电，加强水电新农村电气化县和小水电代燃料生态保护工程建设，因地制宜发展农村可再生能源，推动非商品能源的清洁高效利用，加强农村节能工作。积极发展天然气、核电、可再生能源等清洁能源，降低煤炭消费比重，推动能源结构持续优化。适度发展天然气发电。在京津冀鲁、长三角、珠三角等大气污染重点防控区，有序发展天然气调峰电站，结合热负荷需求适度发展燃气—蒸汽联合循环热电联产。在采用国际最高安全标准、确保安全的前提下，适时在东部沿海地区启动新的核电项目建设，研究论证内陆核电建设。到2020年，核电装机容量达到5800万千瓦，在建容量达到3000万千瓦以上。按照输出与就地消纳利用并重、集中式与分布式发展并举的原则，加快发展可再生能源。到2020年，非化石能源占一次能源消费比重达到15%。积极开发水电。在做好生态环境保护和移民安置的前提下，以西南地区金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江等河流为重点，积极有序推进大型水电基地建设。因地制宜发展中小型电站，开展抽水蓄能电站规划和建设，加强水资源综合利用。到2020年，力争常规水电装机达到3.5亿千瓦左右。大力发展风电。重点规划建设酒泉、内蒙古西部、内蒙古东部、冀北、吉林、黑龙江、山东、哈密、江苏等9个大型现代风电基地以及配套送出工程。以南方和中东部地区为重点，大力发展分散式风电，稳步发展海上风电。到2020年，风电装机达到2亿千瓦，风电与煤电上网电价相当。加快发展太阳能发电。有序推进光伏基地建设，同步做好就地消纳利用和集中送出通道建设。加快建设分布式光伏发电应用示范区，稳步实施太阳能热发电示范工程。加强太阳能发电并网服务。鼓励大型公共建筑及公用设施、工业园区等建设屋顶分布式光伏发电。到2020年，光伏装机达到1亿千瓦左右，光伏发电与电网销售电价相当。提高可再生能源利用水平。加强电源与电网统筹规划，科学安排调峰、调频、储能配套能力，切实解决弃风、弃水、弃光问题。抓住能源绿色、低碳、智能发展的战略方向，围绕保障安全、优化结构和节能减排等长期目标，确立非常规油气及深海油气勘探开发、煤炭清洁高效利用、分布式能源、智能电网、新一代核电、先进可再生能源、节能节水、储能、基础材料等9个重点创新领域，明确页岩气、煤层气、页岩油、深海油气、煤炭深加工、高参数节能环保燃煤发电、整体煤气化联合循环发电、燃气轮机、现代电网、先进核电、光伏、太阳能热发电、风电、生物燃料、地热能利用、海洋能发电、天然气水合物、大容量储能、氢能与燃料电池、能源基础材料等20个重点创新方向，相应开展页岩气、煤层气、深水油气开发等重大示范工程。推进能源价格改革。推进石油、天然气、电力等领域价格改革，有序放开竞争性环节价格，天然气井口价格及销售价格、上网电价和销售电价由市场形成，输配电价和油气管输价格由政府定价。深化重点领域和关键环节改革。重点推进电网、油气管网建设运营体制改革，明确电网和油气管网功能定位，逐步建立公平接入、供需导向、可靠灵活的电力和油气输送网络。加快电力体制改革步伐，推动供求双方直接交易，构建竞争性电力交易市场。完善调峰调频备用补偿政策，实施可再生能源电力配额制和全额保障性收购政策及配套措施。水电水能资源目前，全球近五分之一的电力来自水电，水电在全球可再生能源发电中的比重高达85%。我国水资源可开发量5.4亿千瓦，年发电量为2.5万亿千瓦时；经济可开发量为4亿千瓦，年发电量为1.75万亿千瓦时。目前，我国水电开发容量已达到技术可开发量的52%左右，发电量占到技术可能量的40%左右。水电装机2014年水电装机容量3.02亿千瓦，占全国全部电力装机容量的22.2%。水电发电量突破1万亿千瓦，为10,661亿千瓦时，同比增长18.0%；在全年发电量增量中，水电贡献度高达85%从水电开发现状看，我国目前已开发的水电装机中，大部分比例为主要河流水电站，这也就意味着在后续将开发的2.62亿千瓦水电中，非主要河流水电(含小水电)将超过50%。2014年全国的装机平均的发电小时数4706小时，低于5500小时基准线。根据我国“十二五”能源规划，这期间应新开工水电1.6亿千瓦，时间过去五分之四后，实际开工数量仅在四分之一左右，开发亟待提速。电量交换2014年四川省新增水电装机容量908万千瓦，弃水电量100亿千瓦时左右，为历年新高；2013年，水电大省的云南由于“弃水”导致电量损失高达240亿千瓦时；2014年，全国完成跨区送电量2741亿千瓦时、同比增长13.1%；全国跨省送出电量8420亿千瓦时、同比增长10.8%。南方电网“西电东送”全年完成1713亿千瓦时，同比增长了30%。有效减少广东省化石燃料消耗折合标准煤0.5亿吨，减排二氧化碳