2013年上半年电力工业运行情况

第一篇：2013年上半年电力工业运行情况

2013年1-6月电力工业运行情况

一、电力消费

全社会用电量累计同比增长5.1%。1-6月份，全社会用电量为24961亿千瓦时，同比增长5.1%，增速比上年同期下降0.4个百分点。其中，6月份全社会用电量为4384亿千瓦时，同比增长6.3%，较上年同期高2.0个百分点，较5月份全社会用电增速回升1.3个百分点。从环比看，本年6月份全社会用电量较5月环比增2.69%，2012年同期环比增1.85%，2011年同期环比增2.59%。从比重看，本年6月用电量占1-6月累计用电量的比重为17.6%，2012和2011年这一比重分别为17.2%和17.6%。

各省市累计用电量全部正增长。分省份看，1-6月份，上海(0.18%)用电量增速转正，各省市用电量均实现同比正增长，新疆(31.05%)用电增速继续领先，云南(13.14%)、青海(11.31%)、海南(10.91%)用电量增长较快；河南(1.17%)、山西(1.63%)、黑龙江(2.05%)用电量增长较慢。山西、黑龙江两省当月用电增速为负。6月份，山西省用电量143亿千瓦时，同比下降2.65%；黑龙江省用电量66亿千瓦时，同比下降0.3%。

华中地区用电增速回升，但仍为各区域最低。1-6月份，华中地区用电量为4510亿千瓦时，同比增长3.52%，增速较1-5月回升，但在各区域中增速仍为最低。与用电增速不同，华中地区上半年最高用电负荷增速为各区域中最高，为17.51%，远超用电增速。

第二产业用电增速较上年同期上升，用电增长贡献率提升显著。分产业看，1-6月份，第一产业用电量为461亿千瓦时，同比下降0.8%，增速比上年同期上升1.2个百分点，用电增长贡献率为-0.39%，比上年同期升高0.38个百分点；第二产业用电量为18419亿千瓦时，同比增长4.9%，增速比上年同期上升1.2个百分点，用电增长贡献率为69.55%，比上年同期上升19.56个百分点；第三产业用电量为2925亿千瓦时，同比增长9.3%，用电增长贡献率为20.85%，比上年同期下降2.5个百分点。

工业用电增长贡献率显著上升。1-6月份，工业用电量18108亿千瓦时，同比增长4.8%，用电增长贡献率为67.42%，较上年同期上升18.48个百分点。其中，轻工业和重工业用电量分别为3005和15103亿千瓦时，同比分别增长4.9%和4.8%，用电增长贡献率分别为12.08%和55.34%，分别比上年同期上升3.73和14.75个百分点。

居民用电增长贡献率大幅下降。1-6月份，城乡居民生活用电量为3156亿千瓦时，同比增长3.9%，较1-5月份回升1.1个百分点，用电增长贡献率为10.00%，比上年同期大幅下降17.42个百分点。城乡居民当月用电增速明显回升。6月份，城乡居民生活用电量为470亿千瓦时，同比增长9.3%，增速较上月回升5.0个百分点。

二、电力生产

发电量累计同比增长4.4%。1-6月份，全国规模以上电厂发电量为24324亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较上年同期高0.7个百分点。6月份发电量4253亿千瓦时，同比增长6.0%，增速较上年同期高6.0个百分点，也较5月回升1.9个百分点。

火电当月发电量增速回升。1~6月份，全国规模以上电厂火电发电量为19955亿千瓦时，同比增长2.6%，增速与上年同期持平。6月份，全国规模以上电厂火电发电量为3240亿千瓦时，同比增长4.9%，增速较上月回升1.2个百分点。风电当月发电量增速回落。1~6月份，全国6000千瓦及以上电厂风电发电量702亿千瓦时，同比增长39.3%，增速较上年同期提高12.5个百分点。6月份，全国6000千瓦及以上电厂风电发电量105亿千瓦时，同比增长31.7%，增速较上月回落11.6个百分点。核电当月发电量快速增长。1~6月份，全国规模以上电厂核电发电量477亿千瓦时，同比增长3.0%，增速较上年同期下降8.9个百分点。6月份，全国规模以上电厂核电发电量89亿千瓦时，同比增长28.2%，增速快速回升。水电当月发电量增速回升。1~6月份，全国规模以上电厂水电发电量3291亿千瓦时，同比增长11.8%，增速比上年同期高1.9个百分点。6月份，水电发电量815亿千瓦时，同比增长5.7%，增速较上月回升。

发电设备利用小时同比降幅继续扩大。1-6月份，全国发电设备累计平均利用小时为2173小时，分别低于2011年和2012年同期155小时和65小时。发电设备累计平均利用小时同比降幅（65小时）较1~5月份（56小时）扩大。火电设备利用小时仍为近四年最低，同比降幅扩大。1~6月份，火电发电量同比增长2.6%，低于火电装机增速，火电设备累计平均利用小时仍为近四年最低，全国火电设备累计平均利用小时为2412小时，低于上年同期83小时，降幅较1-5月份（73小时）扩大。水电设备累计利用小时为近四年最高，但增幅继续收窄。1~6月份，全国水电设备累计平均利用小时为1532小时，比上年同期提高76时，分别高于2011年和2010年同期124和113小时，仍为近四年最高，但1~6月份同比增加幅度(76小时)比1~5月份(78小时)收窄，表明6月份水电设备利用率相对较低。

三、电力投资

电源投资同比下降，风电投资小幅增长。1-6月份，全国电源基本建设累计完成投资额为1405亿元，比上年同期下降3.8%。其中，火电基本建设累计完成投资384亿元，同比下降4.2%。清洁能源累计完成投资额1021亿元，下降3.7%。其中，水电完成投资额513亿元，同比下降7.3%；核电完成投资额263亿元，同比下降18.2%；风电完成投资额186亿元，同比增长5.3%。

全国新增装机同比多增，火电新增装机同比基本持平。1-6月份，全国发电新增设备容量3243万千瓦，同比多增658万千瓦。分电源类型看，水电新增容量889万千瓦，同比多

增326万千瓦；火电新增容量1585万千瓦，同比少增2万千瓦；核电新增221万千瓦；风电新增容量410万千瓦，同比少增9万千瓦。

装机增速仍超用电增速，但低于最高用电负荷增速。至2013年6底，全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量为114211万千瓦，同比增长9.3%。其中，水电22180万千瓦，同比增长9.6%；火电83418万千瓦，同比增长7.6%；核电1461万千瓦，同比增长16.7%；并网风电6618万千瓦，同比增长25.9%。发电设备容量增速超过用电增速，尤其是火电和水电的装机也增长较快，但与最高用电负荷增速比较，装机增速略低于6月份最高用电负荷增速。本月有核电机组投产。6月份，辽宁红沿河核电厂一期#1机组投产，由中国广核集团建设，装机容量111.88万千瓦。至此，2013年已有两台核电机组投产。

电网投资保持较高增速。1-6月份，全国电网基本建设投资累计完成额为1659亿元，同比增长19.1%，占电力基本建设投资累计完成额比重为54.14%，比上年同期提高5.33个百分点。

四、电网运行

全国售电量增速略有回落。1-6月份，全国售电量21222亿千瓦时，同比增长6.3%，增速较上月回落0.1个百分点。全国供电量为22568亿千瓦时，同比增长6.11%。

主要区域电网最高发、用电负荷保持较快增长。1-6月份，全国主要电网最高发电负荷为69845万千瓦，同比增长10.58%，高于发电量增速。分区域看，南方电网区域最高发电负荷为12585万千瓦，同比增长14.32%，保持了较快增长速度；华东电网区域最高发电负荷为17294万千瓦，同比增长6.08%，增速较低。

1-6月份，全国主要电网最高用电负荷为69786万千瓦，同比增长11.51%。分区域看，华中电网区域最高用电负荷为13728万千瓦，同比增长17.51%；西北电网区域最高用电负荷为6430万千瓦，同比增长14.74%，在各区域电网中保持了较快增长。

全国当月最高用电负荷增速回升，高于用电量增速。6月份，全国主要电网最高用电负荷为69786万千瓦，同比增长10.38%，增速较上月回升，并高于当月用电量增速。其中，华北电网最高用电负荷16388万千瓦，同比增长1.58%，在各区域电网中增速最低； 华东电网最高用电负荷18550万千瓦，同比增长17.85%，在各电网中增速最高；华中电网最高用电负荷13093万千瓦，同比增长15.77%，增速较高。

全国跨区送电量较快增长。1-6月份，全国完成跨区送电量983亿千瓦时，同比增长13.50%，保持了较快增长速度。各区域电网中，东北、华中和南方电网区域完成送电量同比增长较快，分别比上年同期增长15.41%、43.50%和36.34%；华东电网区域完成送电量同比下降较多，比上年同期下降89.48%。跨区输电比例扩大。1~6月份，全国跨区输电量增速仍

超全社会用电量增速，跨区输电量占全社会用电量的3.94%，较去年同期（3.65%）提高0.29个百分点，跨区输电能力提高。

华北和南方地区装机增速超最高用电负荷增速。装机增速与最高用电负荷增速比较来看，1-6月份，除华北和南方地区外，各区域最高用电负荷增速均高于装机增速。南方地区装机增速在各地区中最高，超过本地区最高用电负荷增速0.56个百分点。

第二篇：中电联公布2014年电力工业运行简况

北极星火力发电网讯: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。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%。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%。分类型看，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。

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。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%。

为建设秀美新玉屏，在2020年同步建成小康社会，2014年，玉屏侗族自治县在持续发展的漫漫征途上加速实施多规融合、四在农家美丽乡村建设、生态移民等规划及工程。在服务地方经济快速发展的过程中，玉屏供电局也在自身电网发展的新长征路上，用责任和使命奏响了一个个和谐的音符，为广大群众的幸福生活、为侗乡的快速发展谱写了一曲曲电力新乐章。应对超级洪峰县城无恙

7月18日清晨6点左右，玉屏供电局局长沈运斌被一阵急促的手机铃声吵醒，他拿起一看：县防汛办的电话。电话接通后，一个紧急的声音响起:沈局长，我是县防汛办。现在紧急通知，因连日暴雨，舞阳河上游黄平县两岔河水库有溃坝可能，将有3000万立方米左右的洪水向玉屏倾泻，请你们供电局马上做好应对措施。电话随之挂断。

舞阳河穿城而过，如果3000万立方米的洪水倾泻而下，县城将瞬间，沈运斌的睡意消失得无影无踪。他立即拨打了其他局领导的电话，要求分头通知调度、设备部、安监部、水电管理所、新闻等部门负责人立即召开紧急会议。6点30分左右，全部人员到齐，沈运斌通报了重大险情。面对几天的暴雨，各发电站抗洪压力剧增的情况，该局迅速启动重大自然灾害一级预案，对抗洪物资、应急队伍、后勤保障等环节进行安排部署;做出了将离县城最近的贺家滩电站9扇闸门全部提升泄洪，确保洪峰到来时县城不被水淹，其他发电站迅速准备防洪沙袋、关闭发电机层大门防止进水等决定。同时，要求各供电所人员组成应急抢险队伍，紧急赶赴发电站待命。如果水位上升，首先组织人员用沙袋筑起防洪墙，防止洪水倒灌进发电站。如果水势上涨过快，无法避免，要做好人员撤离的最坏打算。

随后，几位局领导按照分工，取消所有员工休假，组织120余人，出动车辆20余台次，分别带队到新店、贺家滩、马面坡、罗家寨四个发电站现场指挥抗洪工作。

为确保县城安全，该局首先落实贺家滩电站9扇闸门提升泄洪工作，腾出库容迎接洪峰的到来。同时组织各发电站员工和应急队伍填充沙袋，在发电机组入口处筑起防洪墙，并用棉絮堵塞已关闭的发电机层大门缝隙，阻止洪水流入;将防汛物资和抽水设备放置到现场，并密切关注水情，随时准备投入抗洪抢险工作中。同时，该局保持和上游发电站的密切联系，并派人赶到上游电站查看水势，及时了解水情，以便做好应对措施。

截至当日21点左右，该局各发电站水势趋于平稳，未发生险情。

7月19日11时45分传来消息，两岔河水库险情解除。在这次抗洪抢险中，该局员工应对有序，指挥得当，执行坚决，为应对有可能出现的重大险情做好了一切准备，为确保电网稳定供电和全县人民群众的生命财产安全尽到了电网员工的责任。

服务集中建房群众喜乔迁

为了更好改善农村人居环境，让老百姓真正过上安居乐业的日子。玉屏县积极按照省、市关于深入推进四在农家˙美丽乡村创建活动的要求，在新店乡老寨村、朱家场镇街上村、火车站康华花园等10个农村集中建房试点处实施集中建房。

新房的建设需要电力的支持，群众乔迁后更需要可靠的供电。为确保集中建房工程的顺利实施，玉屏供电局计划建设部、市场营销部等多个部门积极与县、各乡镇政府接洽，详细了解集中建房规划及未来用电规模情况。同时，各供电所开通业扩绿色通道，快速为集中建房的施工用电办理用电手续。

经走访和了解，玉屏供电局得知了生态移民搬迁的计划，了解了基础设施建设布局，决定计划投入200余万元，首先实施涉及住户1100余户的火车站康华花园集中建房移民工程、朱家场移民工程、新店老寨移民工程。随后，该局设备部、市场部等部门多次进行现场勘查，科学设计配套供电工程建设方案，计划安装变压器10台，变电容量3150千伏安。并积极应用新材料、新技术，力争将生态移民供电工程打造成优质样板工程。

在工程计划下达后，该局积极组织施工人员加紧实施。通过3个多月的努力工作，该局顺利完成三个移民工程10台变压器安装、10公里10千伏及低压线路的新建工作。并将根据移民工程进度，适时安排人员进行户表的安装和群众用电的接入工作，切实保障生态移民顺利搬迁。

据悉，移民工程户表将全部采用智能电表和漏电保护，使得移民村的用电安全、可靠。届时，该局将以充足的电力供应、优质的服务为移民定居、致富提供基础保障，让移民坚定信心，阔步迈向小康。

另外，玉屏县将争取在2016年实现全县5个乡镇农村集中建房点全覆盖这一目标，进而加快全面建设小康社会的有力步伐。玉屏供电局也将畅通联系渠道，动态跟踪该项工程进展，全面为你工程提供优质服务，为美丽乡村描绘出安居乐业的幸福蓝图。三十周年县庆显铁军风范

11月7日是玉屏侗族自治县30周年县庆的喜庆日子。在玉屏供电局的保驾护航下，茅坪新区中华一家亲文艺演出、农村趣味技能运动会、群众露天歌舞广场等系列活动如期举行，县庆活动取得圆满成功。

为确保县庆庆典活动取得圆满成功，该局提前3个月对处于建设阶段的茅坪新区进行用电规划，最终确定茅坪新区由110千伏紫气山变、110千伏新店变、10千伏城关开闭所共计5回线路提供10千伏电源的三期供电方案。并投入资金100万余元，组织人员于8月下旬实施线路新建及改造。截至10月底，该局顺利完成了茅坪新区一期供电方案中两条10千伏线路的新建，以及10千伏新岐线、城卓线等线路增设真空断路器、转移重要线路负荷的改造工作。同时，全体员工按照《玉屏侗族自治县30周年县庆期间玉屏供电局保供电总体工作方案》进入了保供电临阵状态。

在临近县庆的前几天，玉屏供电局各项保供电前期工作陆续完成。但该局主动请缨为政府分忧，组织输电、变电、客户服务中心等部门30余名工作人员，全力配合政府检查故障路灯线路，帮助组装并安装路灯控制箱，无条件满足县庆活动用电需求。

11月7日，天公不作美，滂沱大雨下了一整夜。但该局保电人员于冒雨开展保电工作。

9点整，县庆活动在一阵阵的大雨中正式拉开帷幕。在中华一家亲文艺演出的舞台上，歌曲、舞蹈、小品等精彩节目陆续登场，时而激昂奔放、时而婉约柔情的节目将现场气氛推向了一个又一个的高潮，现场的观众享受到了一场视觉与感官的饕餮盛宴。

在现场活动如火如荼的进行中，玉屏供电局的保电人员则处于高度戒备状态，一丝不苟的坚守在自己的岗位上。演出期间，大雨一直没有停，给保电工作增加了不小的难度。但工作人员不停穿行在纷飞的雨中，在会场的各个角落检查空气开关、插座的运行情况，并用塑料纸盖住那些用电插座和开关，防止雨水浸入引起故障。

在一个个精彩的节目和一片片热烈的掌声中，11点30分左右，文艺演出顺利结束。该局以稳定的主网供电和应急发电车两套措施确保了活动的圆满成功。向全县人员交上了一份满意的答卷，为前来参与庆典活动的各方嘉宾留下了一次难忘的玉屏印象。建设小康电铭刻里程碑

随着四在农家 美丽乡村 六项行动计划，小康电也被提上了县委、政府和玉屏供电局的工作议程，并成为了玉屏县和玉屏供电局发展史上的里程碑。

小康电实施前，新店乡老寨村对江湾、老寨两个用电台区变压器容量分别是50千伏安变压器和100千伏安，10千伏线路为50平方毫米线径。随着人民群众生活水平的不断提高，家用电器逐渐增多，用电负荷逐年增长，两台变压器存在不同程度的过负荷现象，产生了用电瓶颈。

作为支持地方经济发展和新农村建设的排头兵，玉屏供电局迅速行动，投资200万元，于4月初组织施工人员对老寨村约2公里10千伏线路和部分400伏及以下线路进行全面改造，利用利旧项目把原有的两台变压器分别升级改造至100千伏安和160千伏安，全部按照小康电示范台区建设。并新增一台315千伏安变压器，预留出用电空间，为即将运营的生态农业观光旅游服务和农家乐山庄做好准备。同时，对老寨村两个台变220余户用户超期服役的电表箱、闸刀等附属设施进行更换。全面消除了电表箱锈蚀、损坏的情况，既解决了群众的用电安全隐患，又美化了村容村貌。12月初，玉屏供电局再次实施老寨村低压线路改造工程。按照南方电网公司小康电建设标准，将现有的100千伏安和160千伏安两台变压器全部增容改造至315千伏安;改造380伏和220伏低压线路4.28公里，全部为绝缘线，新架设电杆77根;主干线路线径为150平方毫米，次干线路线径为120平方毫米，分支线路线径为70平方毫米。改造后，规范整齐的10千伏电力线路在阳光的照射下不时发出闪亮的光芒，变压器的相序牌、围栏等一应俱全，在规范了自身管理的同时，也成为了老寨村的另一道靓丽风景。对改造前后的明显变化，老寨村村长陆洪程有切身的体会：以前电压很低，大家的家电都不能正常使用，时不时的线路还烧断，大年三十夜供电所的员工都在我们村抢修。改造后电压质量和供电可靠性大大提高，我们村几乎没有什么抢修了，村民们也纷纷新添置了电磁炉、电冰箱、电饭锅等家用电器。

一年来，在玉屏县委、政府实施的各项重点市政建设、工业项目及民生服务等工作中，玉屏电力人总是很好的贯彻和执行了县委、政府的要求，并作为急先锋冲在前、担重任。他们头戴安全帽、身穿橘黄色、蓝色衣服的身影总是出现在白加黑、5加2的日子里。在侗乡璀璨灯火的背后，他们洒下了一颗颗汗滴，为客户默默的送去了温暖和光明。

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第三篇：2018年1-5月份全国电力工业运行情况

2018年1-5月份全国电力工业运行情况

1-5月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量累计增速同比提高，三产和城乡居民用电快速增长；工业用电量较快增长，制造业日均用电量再创历史新高；四大高载能行业用电同比增长，有色金属冶炼行业用电当月负增长；发电装机容量增速放缓，火电发电量增速同比提高；全国发电设备利用小时同比增加，水电设备利用小时降幅收窄；全国跨区、跨省送出电量快速增长；全国基建新增发电生产能力同比减少，新增新能源发电装机同比增加。

一、全社会用电量累计增速同比提高，三产和城乡居民用电快速增长

1-5月份，全国全社会用电量26628亿千瓦时，同比增长9.7%,增速比上年同期提高3.4个百分点。

分产业看，1-5月份，第一产业用电量263亿千瓦时，同比增长10.6%，对全社会用电量增长的贡献率为1.1%；第二产业用电量18295亿千瓦时，同比增长7.7%，占全社会用电量的比重为68.7%，对全社会用电量增长的贡献率为55.6%；第三产业用电量4181亿千瓦时，同比增长15.1%，占全社会用电量的比重为15.7%，对全社会用电量增长的贡献率为23.2%；城乡居民生活用电量3889亿千瓦时，同比增长13.9%，占全社会用电量的比重为14.6%，对全社会用电量增长的贡献率为20.1%。

图1 2017、2018年分月全社会用电量及其增速

分省份看，1-5月份，全国各省份全社会用电量均实现正增长。其中，全社会用电量增速高于全国平均水平（9.7%）的省份有18个，依次为：广西（19.7%）、云南（15.4%）、内蒙古（15.1%）、福建（13.0%）、甘肃（12.9%）、重庆（12.7%）、安徽（12.6%）、四川（11.9%）、辽宁（11.7%）、湖南（11.5%）、广东（11.0%）、浙江（10.6%）、西藏（10.5%）、江西（10.4%）、陕西（10.4%）、湖北（10.1%）、海南（9.9%）和山西（9.8%）。

5月份，全国全社会用电量5534亿千瓦时，同比增长11.4%。分产业看，第一产业用电量58亿千瓦时，同比增长9.1%；第二产业用电量4031亿千瓦时，同比增长10.9%；第三产业用电量803亿千瓦时，同比增长15.3%；城乡居民生活用电量642亿千瓦时，同比增长10.3%。

分省份看，5月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（11.4%）的省份有12个，其中增速超过20%的省份有：广西（27.6%）、福建（27.1%）、广东（22.1%）和湖南（21.5%）；全社会用电量增速为负的省份为北京（-0.4%）。

二、工业用电量较快增长，制造业日均用电量再创历史新高

1-5月份，全国工业用电量18003亿千瓦时，同比增长7.7%，占全社会用电量的比重为67.6%，对全社会用电量增长的贡献率为54.4%。5月份，全国工业用电量3972亿千瓦时，同比增长10.9%，占全社会用电量的比重为71.8%。

1-5月份，全国制造业用电量13559亿千瓦时，同比增长7.6%。5月份，全国制造业用电量2995亿千瓦时，同比增长11.8%；制造业日均用电量96.6亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加9.2亿千瓦时/天和增加1.4亿千瓦时/天。

图2 2017、2018年分月制造业日均用电量 三、四大高载能行业用电同比增长，有色金属冶炼行业用电当月负增长

1-5月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计7568亿千瓦时，同比增长5.3%；合计用电量占全社会用电量的比重为28.4%，对全社会用电量增长的贡献率为16.0%。其中，化工行业用电量1812亿千瓦时，同比增长2.7%；建材行业用电量1277亿千瓦时，同比增长6.7%；黑色金属冶炼行业用电量2167亿千瓦时，同比增长11.5%；有色金属冶炼行业2313亿千瓦时，同比增长1.2%。

5月份，四大高载能行业用电量合计1633亿千瓦时，同比增长8.6%，占全社会用电量的比重为29.5%。其中，化工行业用电量379亿千瓦时，同比增长6.7%；建材行业用电量334亿千瓦时，同比增长14.6%；黑色金属行业用电量452亿千瓦时，同比增长18.6%；有色金属冶炼行业469亿千瓦时，同比下降1.6%。

图3 2017、2018年重点行业分月用电量情况

四、发电装机容量增速放缓，火电发电量增速同比提高

截至5月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量17.2亿千瓦，同比增长6.1%，增速比上年同期回落1.3个百分点。其中，水电3.0亿千瓦、火电11.0亿千瓦、核电3694万千瓦、并网风电1.7亿千瓦。1-5月份，全国规模以上电厂发电量26361亿千瓦时，同比增长8.5%，增速比上年同期提高2.1个百分点。

1-5月份，全国规模以上电厂水电发电量3553亿千瓦时，同比增长2.7％，增速比上年同期提高7.5个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（920亿千瓦时）、云南（692亿千瓦时）和湖北（497亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的59.4%，同比分别增长5.1%、-4.2%和5.9%。

1-5月份，全国规模以上电厂火电发电量19914亿千瓦时，同比增长8.1％，增速比上年同期提高0.9个百分点。分省份看，全国除青海（-10.5%）、山东（-3.3%）和江苏（-2.9%）外，其他省份火电发电量均实现正增长。其中，增速超过50%的省份有云南（56.1%）和福建（55.8%），增速超过20%的省份有广西（27.2%）和湖南（25.2%）；增速超过10%的省份有四川（20.0%）、重庆（19.5%）、广东（18.4%）、甘肃（16.2%）、海南（15.9%）、内蒙古（15.4%）、宁夏（15.3%）、江西（12.8%）和吉林（10.0%）。

1-5月份，全国核电发电量1063亿千瓦时，同比增长11.3%，增速比上年同期回落10.3个百分点。

1-5月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1674亿千瓦时，同比增长30.2%，增速比上年同期提高9.0个百分点。

五、全国发电设备利用小时同比增加，水电设备利用小时降幅收窄

1-5月份，全国发电设备累计平均利用小时1539小时，比上年同期增加61小时。

图4 2005年以来历年1-5月份利用小时情况

分类型看，1-5月份，全国水电设备平均利用小时为1155小时，比上年同期降低6小时。在水电装机容量超过1000万千瓦的8个省份中，湖南、云南和广东同比分别降低338、92和57小时，贵州、青海、广西、湖北和四川同比分别增加346、288、188、65和10小时；全国火电设备平均利用小时为1776小时（其中，燃煤发电设备平均利用小时1824小时），比上年同期增加99小时。分省份看，全国共有14个省份火电设备利用小时超过全国平均水平，其中江西、陕西、内蒙古和河北超过2000小时，安徽、海南和宁夏超过1900小时，云南和西藏分别仅为964和147小时。与上年同期相比，全国共有23个省份火电利用小时数同比增加，其中，福建同比增加超过500小时，增加560小时，云南、广东和湖南同比增加超过300小时，分别增加421、385和307小时，而江苏、山东、北京、新疆、青海、宁夏、贵州和河北同比降低，其中江苏、山东和北京同比分别降低173、154和117小时；全国核电设备平均利用小时2915小时，比上年同期增加99小时；全国并网风电设备平均利用小时1001小时，比上年同期增加149小时；全国太阳能发电设备平均利用小时531小时。

图5 1-5月份风电装机较多省份风电装机容量和设备利用小时

六、全国跨区、跨省送出电量快速增长

1-5月份，全国跨区送电完成1625亿千瓦时，同比增长24.4%。其中，华北送华中（特高压）20亿千瓦时，同比下降12.3%；华北送华东133亿千瓦时，同比增长112.2%；东北送华北149亿千瓦时，同比增长68.1%；华中送华东107亿千瓦时，同比增长23.4%；华中送南方77亿千瓦时，同比下降5.2%；西北送华北和华中合计465亿千瓦时，同比增长16.4%；西南送华东241亿千瓦时，同比增长0.6%。

1-5月份，全国各省送出电量合计4656亿千瓦时，同比增长21.2%。其中，内蒙古送出电量744亿千瓦时，同比增长26.4%；山西送出电量400亿千瓦时，同比增长26.5%；云南送出电量399亿千瓦时，同比下降10.0%；四川送出电量341亿千瓦时，同比增长10.5%；湖北送出电量267亿千瓦时，同比增长6.6%；宁夏送出电量266亿千瓦时，同比增长40.1%；贵州送出电量248亿千瓦时，同比增长23.8%；安徽送出电量238亿千瓦时，同比增长10.2%；甘肃送出电量218亿千瓦时，同比增长55.7%；陕西送出电量209亿千瓦时，同比增长31.0%；新疆送出电量207亿千瓦时，同比增长9.7%。

5月份，全国跨区送电完成358亿千瓦时，同比增长20.2%。其中，华北送华东25亿千瓦时，同比增长81.2%；东北送华北30亿千瓦时，同比增长77.0%；华中送华东37亿千瓦时，同比增长18.9%；华中送南方24亿千瓦时，同比增长5.7%；西北送华北和华中合计95亿千瓦时，同比增长13.0%；西南送华东62亿千瓦时，同比增长2.2%。

5月份，全国各省送出电量合计1028亿千瓦时，同比增长19.0%。其中，内蒙古送出电量156亿千瓦时，同比增长14.9%；山西送出电量73亿千瓦时，同比增长0.1%；云南送出电量105亿千瓦时，同比下降5.9%；四川送出电量87亿千瓦时，同比增长18.9%；湖北送出电量85亿千瓦时，同比增长18.9%；宁夏送出电量53亿千瓦时，同比增长13.4%；贵州送出电量77亿千瓦时，同比增长29.3%；安徽送出电量49亿千瓦时，同比增长19.6%；甘肃送出电量38亿千瓦时，同比增长38.8%；陕西送出电量33亿千瓦时，同比增长35.8%；新疆送出电量40亿千瓦时，同比增长3.4%；河北送出电量35亿千瓦时，同比下降8.7%。

七、全国基建新增发电生产能力同比减少，新增新能源发电装机同比增加

1-5月份，全国基建新增发电生产能力3388万千瓦，比上年同期少投产186万千瓦。其中，水电148万千瓦、火电980万千瓦、核电113万千瓦、风电630万千瓦、太阳能发电1518万千瓦。水电和火电分别比上年同期少投产298和350万千瓦，风电和太阳能发电分别比上年同期多投产108和349万千瓦。

八、火电完成投资同比下降，清洁能源完成投资占比同比提高

1-5月份，全国主要发电企业电源工程完成投资726亿元，同比下降5.4%。其中，水电191亿元，同比增长13.4%；火电219亿元，同比下降16.2%；核电152亿元，同比增长20.7%；风电132亿元，同比下降6.5%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的69.8%，比上年同期提高3.9个百分点。

1-5月份，全国电网工程完成投资1414亿元，同比下降21.2%。

第四篇：2014年1-4月份电力工业运行简况

2014年1-4月份电力工业运行简况

1-4月份，全国电力供需平衡。4月份，受市场需求增长乏力等因素影响，全国全社会用电量增速比上年同期和上月明显回落，轻、重工业用电量增长相对均衡平稳，制造业日均用电量和四大高耗能行业用电量环比增加较多，第三产业用电增长缓慢；全国水电发电量保持快速增长，但增量主要集中在云南、四川和湖北三省；火电发电量负增长的省份扩大到16个；风电发电量增速明显放缓，河北等风电大省风电发电量出现负增长。1-4月份，发电装机容量快速增长，需求增长缓慢，导致除核电发电设备平均利用小时增加66小时外，全国发电设备及其他各类型发电设备利用小时同比均有所减少，其中风电利用小时下降较多。电网投资同比较快增长，各类型电源投资大幅下降。全国基建新增同比略有增加，大型水电基地建设进入中后期、陆续投产，水电在建规模大幅缩小。4月份，全国跨省区送电量、南方电网“西电东送”电量及三峡电厂送出电量快速增长。

一、4月份全社会用电量增速明显回落

1-4月份，全国全社会用电量17145亿千瓦时，同比增长5.2%,增速比上年同期提高0.3个百分点。

分产业看，1-4月份，第一产业用电量254亿千瓦时，同比下降4.9%，占全社会用电量的比重为1.5%；第二产业用电量12398亿千瓦时，同比增长5.0%，增速比上年同期提高0.3个百分点，用电量占全社会用电量的比重为72.3%，对全社会用电量增长的贡献率为69.1%；第三产业用电量2116亿千瓦时，同比增长6.5%，增速比上年同期低2.7个百分点，用电量占全社会用电量的比重为12.3%，对全社会用电量增长的贡献率为15.2%；城乡居民生活用电量2378亿千瓦时，同比增长6.6%，增速比上年同期提高4.1个百分点，占全社会用电量的比重为13.9%，对全社会用电量增长的贡献率为17.2%。

分地区看，1-4月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（5.2%）的省份有16个，其中增速高于10%的省份有新疆（21.1%）、重庆（11.0%）、青海（10.4%）和江西（10.2%）；除内蒙古外，华北、东北区域其他各省用电量增速均低于3%，全社会用电量最低的三个省份分别为北京（-1.2%）、吉林（0.3%）和黑龙江（0.6%）。

4月份，全国全社会用电量4356亿千瓦时，同比增长4.6%，增速分别比上年同期和上月回落2.2和2.6个百分点。分产业看，4月份，第一产业用电量80亿千瓦时，同比下降0.1%；第二产业用电量3265亿千瓦时，同比增长4.0%，对全社会用电量增长的贡献率为64.9%；第三产业用电量483亿千瓦时，同比增长5.9%，对全社会用电量增长的贡献率为14.1%；

城乡居民生活用电量528亿千瓦时，同比增长8.3%，对全社会用电量增长的贡献率为21.0%。

分地区看，4月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（4.6%）的省份有16个，其中增速超过10%的省份有新疆（18.0%）、重庆（10.9%）和江西（10.3%）；全社会用电量负增长的省份扩大到5个，分别为：甘肃（-3.4%）、河北（-2.5%）、吉林（-2.4%）、山西（-2.3%）和北京（-2.0%）。

二、4月份制造业日均用电量增加较多

1-4月份，全国工业用电量12172亿千瓦时，同比增长4.9%，增速比上年同期提高0.2个百分点，占全社会用电量的比重为71.0%，对全社会用电量增长的贡献率为66.4%。其中，轻、重工业用电量分别为1976和10196亿千瓦时，同比分别增长4.9%和4.8%，增速分别比上年同期提高0.5个和0.1百分点。

4月份，全国工业用电量3205亿千瓦时，同比增长3.8%，占全社会用电量的比重为73.6%，对全社会用电量增长的贡献率为61.3%。其中，轻工业用电量563亿千瓦时，同比增长4.6%，占全社会用电量的比重为12.9%；重工业用电量2641亿千瓦时，同比增长3.7%，占全社会用电量的比重为60.6%。

1-4月份，全国制造业用电量9078亿千瓦时，同比增长5.7%，增速比上年同期提高1.0个百分点。4月份，全国制造业用电量2493亿千瓦时，同比增长5.6%；制造业日均用电量83.1亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加4.6亿千瓦时/天和8.8亿千瓦时/天。

三、4月份四大高载能行业用电量环比增加较多

1-4月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼、有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计5346亿千瓦时，同比增长 4.5%，增速比上年同期回落0.4个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为31.2%，对全社会用电量增长的贡献率为27.3%。其中，化工行业用电量1314亿千瓦时，同比增长4.5%，增速比上年同期回落0.8个百分点；建材行业用电量938亿千瓦时，同比增长10.6%，增速比上年同期提高9.8个百分点；黑色金属冶炼行业用电量1753亿千瓦时，同比增长1.5%，增速比上年同期回落3.1个百分点；有色金

属冶炼行业1341亿千瓦时，同比增长4.7%，增速比上年同期回落3.2个百分点。

4月份，四大高载能行业用电量合计1438亿千瓦时，环比增长7.9%，同比增长 4.8%，同比增速比上年同期提高0.7个百分点，占全社会用电量的比重为33.0%。其中，化工行业用电量337亿千瓦时，环比增长1.6%，同比增长4.6%，同比增速比上年同期提高1.1个百分点；建材行业用电量305亿千瓦时，环比增长30.0%，同比增长9.8%，同比增速比上年同期提高3.6个百分点；钢铁冶炼行业用电量453亿千瓦时，环比增长4.6%，同比增长0.7%，同比增速比上年同期回落3.4个百分点；有色金属冶炼行业343亿千瓦时，环比增长3.0%，同比增长6.4%，同比增速比上年同期提高3.3个百分点。

四、4月份超过一半省份的火电发电量同比下降

截至4月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量12.3亿千瓦，同比增长9.1%。其中，水电2.47亿千瓦，火电8.69亿千瓦，核电1569万千瓦，并网风电8151万千瓦。

1-4月份，全国规模以上电厂发电量17027亿千瓦时，同比增长5.6%，增速比上年同期提高1.8个百分点。其中4月份发电量4250亿千瓦时，同比增长4.4%。

1-4月份，全国规模以上电厂水电发电量2067亿千瓦时，同比增长12.2%，增速比上年同期回落8.3个百分点。其中，4月份水电发电量620亿千瓦时，同比增长21.0%，增速比上年同期提高1.2个百分点；分省来看，在水电装机较多（超过1000万千瓦）的7个省份中，只有青海（－38.9%）同比负增长，增长较快的是四川（55.0%）、云南（50.2%）和湖北（42.1%），三省水电发电量增量总和（分别比上年增加44、40和26亿千瓦时）超过全国水电发电量增量总和（108亿千瓦时），主要是四川、云南大型水电机组陆续投产，其水电装机容量同比分别增长33.0%和45.4%，以及湖北、云南水电设备利用小时分别增加71小时和208小时；水电发电量最多的三个省分别为四川（124亿千瓦时）、云南（118亿千瓦时）和湖北（89亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的53.6%。

1-4月份，全国规模以上电厂火电发电量14079亿千瓦时，同比增长4.3%。其中，4月份，火电发电量3412亿千瓦时，同比增长2.0%；分省来看，火电发电量增速超过10%的省份仅有新疆（49.3%）和福建（19.2%）；全国共有16个省份火电发电量出现负增长，比上月增加9个，其中西藏（-38.0%）、云南（-27.4%）、广西（-18.4%）、四川（-18.2%）的火电发电量同比下降超过15%。

1-4月份，全国核电发电量338亿千瓦时，同比增长12.7%；其中4月份核电发电量73亿千瓦时，同比增长1.5%。

1-4月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量512亿千瓦时，同比增长9.5%，增幅比上年同期降低30.0个百分点。在风电装机容量超过300万千瓦的省份中，内蒙古风电发电量118亿千瓦时，占全区发电量的比重达到9.8%；河北、内蒙古、黑龙江和宁夏风电发电量同比分别下降4.0%、2.2%、15.3%和6.0%。

五、1-4月份风电设备利用小时同比下降较多

1-4月份，全国发电设备累计平均利用小时1389小时，比上年同期降低36小时，降幅与1-3月份持平。

分类型看，1-4月份，全国水电设备平均利用小时809小时，比上年同期降低19小时，降幅比1-3月份缩小28小时；在水电装机容量最大的7个省份中，除云南、湖北分别增长208、71小时外，其他省份同比均呈下降态势，其中广西、湖南、青海、贵州分别降低164、197、208和227小时。全国火电设备平均利用小时1620小时，比上年同期降低3小时，与1-3月份降幅基本持平；在火电装机容量超过3000万千瓦的10个火电大省中，山东、广东、内蒙古、河南、辽宁分别提高62、45、42、22和13小时，河北和浙江分别下降73小时和72小时。全国核电设备平均利用小时2353小时，比上年同期增加66小时。全国风电设备平均利用小时656小时，比上年同期降低92小时；分省来看，在风电装机超过200万千瓦的省份中，除甘肃、江苏和云南外，其他省份风电设备利用小时均有所下降，其中黑龙江、山西分别下降220小时和393小时。

六、全国跨省区送电量快速增长

1-4月份，全国跨区送电完成697亿千瓦时，同比增长16.5%。其中，华北送华中（特高压）66亿千瓦时，同比增长6.9%；华北送华东42亿千瓦时，同比下降18.3%；东北送华北69亿千瓦时，同比增长37.7%；华中送华东176亿千瓦时，同比增长53.2%；华中送南方57亿千瓦时，同比增长0.2%；西北送华北和华中合计177亿千瓦时，同比增长8.8%；三峡电厂送出电量182亿千瓦时，同比增长11.7%。

1-4月份，全国各省送出电量合计2412亿千瓦时，同比增长9.4%。其中，内蒙古送出电量470亿千瓦时，同比增长1.4%；山西送出电量274亿千瓦时，同比下降1.1%；湖北送出电量184亿千瓦时，同比增长17.3%；安徽送出电量168亿千瓦时，同比增长15.8%；四川送出电量178亿千瓦时，同比增长71.8%；贵州送出电量151亿千瓦时，同比下降10.8%；云南送出电量157亿千瓦时，同比增长28.1%；宁夏送出电量126亿千瓦时，同比增长2.0%。

4月份，全国跨区送电完成176亿千瓦时，同比增长21.2%。全国各省送出电量合计627亿千瓦时，同比增长11.6%。

七、全国基建新增规模同比略有增加

1-4月份，全国基建新增发电生产能力1983万千瓦，比上年同期多投产111万千瓦；其中，水电528万千瓦、风电投产303万千瓦，分别比上年同期多投产148和94万千瓦；火电1002万千瓦、太阳能发电41万千瓦，分别比上年同期少投产97和34万千瓦；核电新增109万千瓦。4月份新投产重点电源项目有：华润浙江苍南电厂1台100万千瓦火电机组、华电湖北西塞山电厂二期和中电投安徽田集电厂各一台60万千瓦级火电机组、以及三峡向家坝水电站1台80万千瓦水电机组。分省来看，1-4月份，新投产电源项目主要集中在云南（267万千瓦，其中水电257万千瓦）、新疆（249万千瓦，其中火电175万千瓦）、江苏（215万千瓦，其中火电210万千瓦）、四川（165万千瓦，其中水电159万千瓦）。

1-4月份，电网建设新增220千伏及以上变电设备容量6102万千伏安、交流线路长度8629千米，比上年同期多投产1726万千伏安和180千米；新增直流输电能力1885万千瓦、线路长度1653千米。

第五篇：电力工业十二五规划

电力工业“十二五”规划滚动研究综述报告

2011年，我国经济持续平稳较快发展，国家颁布了国民经济与社会发展“十二五”规划纲要，印发了《“十二五”节能减排综合性工作方案》，出台了新的《火电厂大气污染物排放标准》。国家能源局编制提出了“十二五”能源发展规划、水电发展规划及新能源发展规划等专项规划（征求意见稿），并广泛征求意见。日本发生了福岛核电站泄露事故后，国际上对核电发展出现不同声音。

在2010年编制提出《电力工业“十二五”规划研究报告》的基础上，为进一步推动电力规划研究成果纳入国家能源和电力“十二五”规划，促进电力行业科学发展，中电联2011年牵头开展了电力工业“十二五”规划滚动研究工作。

滚动研究按照我国国民经济与社会发展“十二五”规划纲要对电力的要求以及国家今年出台的涉及电力发展相关政策法规，参照国家能源、水电等“十二五”规划征求意见稿的相关成果，结合国家宏观形势变化及其经济运行状况，在电力规划执行情况和存在问题分析、重点大型电源基地及智能电网发展调研、未来电力供需状况分析预测等工作的基础上，开展深入研究，提出了《电力工业“十二五”规划滚动研究报告》。

一、电力发展成就和存在问题

在党中央、国务院的正确领导下，电力工业克服煤价大幅上涨、电价调整不到位、煤电行业大面积亏损等种种困难，不断提升发展质量、发展水平和发展效益，取得显著成果。“十一五”期间全国净增发电装机容量4.5亿千瓦，创造了世界电力建设的新纪录，电力发展全面支撑了经济社会高速发展，为实现“十一五”期间国内生产总值年均增长11.2％作出了重大贡献。全面掌握特高压核心输电技术，建成投产1000千伏特高压交流试验示范工程和±800千伏特高压直流示范工程，实现了“中国创造”和“中国引领”。电源结构和布局逐步优化，电网优化配置资源能力明显提高，绿色发展能力进一步增强，电力技术装备水平和自主创新能力显著提高。体制和机制创新取得进展，管理水平不断提高，电力企业积极承担社会责任，国际合作取得积极成效。电力工业正从大机组、超高压、西电东送、全国联网的发展阶段，向绿色发电、特高压、智能电网的新阶段转变。

电力工业发展还存在一些深层次问题，电力工业统一规划亟待加强，科学合理的电价机制尚未形成，电力企业可持续发展能力弱，现有绿色发电比重与未来发展目标差距较大，电源基地和电网送出需要加快协调发展，科技创新能力有待提高，市场化改革需要进一步深化。

二、未来电力需求预测

综合考虑能源消费总量控制影响、2011年全国经济运行与电力供需实际情况，滚动研究报告中“十二五”期间全国全社会用电量增长速度略有提高，“十三五”基本不变，适度调高了中西部地区用电量增速，调低东部地区增速。

预计2015年全社会用电量将达到6.02～6.61万亿千瓦时，“十二五”期间年均增长7.5%～9.5%，推荐为6.4万亿千瓦时，年均增长8.8%；最大负荷达到9.66～10.64亿千瓦、“十二五”期间年均增长7.9%～10.0%，推荐为10.26亿千瓦，年均增长9.2%。

预计2020年全社会用电量将达到8～8.81万亿千瓦时，“十三五”期间年均增长4.6%～6.6%，推荐为8.4万亿千瓦时，年均增长5.6%；最大负荷达到13.03～14.32亿千瓦，“十三五”年均增速为4.9%～6.9%，推荐为13.66亿千瓦，年均增长5.9%。预计2030年全社会用电量将达到11.3～12.67万亿千瓦时，最大负荷达到18.54～20.82亿千瓦。

“十二五”期间电力弹性系数为1左右，“十三五”为0.80，西部地区电力需求增速高于东部地区。

三、电力工业发展思路与规划目标

指导思想:高举中国特色社会主义伟大旗帜，以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，深入贯彻落实科学发展观，以科学发展为主题，以加快转变电力发展方式为主线，以保障供应安全、优化能源结构、促进节能减排、实现和谐发展为重点，着力提高电力供应安全，着力推进电力结构优化，着力推进资源大范围优化配置，着力推进电力技术装备和产业升级，着力推进电力和谐发展，努力构建安全、经济、绿色、和谐的现代电力工业体系，满足经济社会科学发展的有效电力需求，为实现2020年我国非化石能源在一次能源消费中比重达到15%左右和单位GDP二

氧化碳排放量比2005年下降40%～45%的目标作出应有贡献。

基本原则:坚持统筹协调、节约优先、结构优化、科技驱动、绿色和谐、市场导向的原则。

基本方针:以转变电力发展方式为主线，以深化改革和科技创新为动力，坚持节约优先，优先开发水电，优化发展煤电，安全高效发展核电，积极推进新能源发电，适度发展天然气集中发电，因地制宜发展分布式发电，加快推进坚强智能电网建设，带动电力装备产业升级，促进绿色和谐发展。

“十二五”规划目标：全国发电装机容量达到14.63亿千瓦左右。其中，水电3.01亿千瓦，抽水蓄能4100万千瓦，煤电9.28亿千瓦,核电4300万千瓦,气电4000万千瓦,风电1亿千瓦，太阳能发电500万千瓦，生物质能发电及其他500万千瓦。与2010版规划相比，滚动规划中2015年全国发电装机容量增加2600万千瓦，其中，水电增加1700万千瓦，煤电减少500万千瓦，气电增加1000万千瓦,太阳能发电增加300万千瓦，生物质能发电及其他增加200万千瓦。按照装机容量可能达到15亿千瓦左右来规划安排电源前期工作，根据实际市场需求滚动安排开工规模。

非化石能源发电装机总规模将达到4.95亿千瓦，占总装机的比重为33.8％，比2010年提高6.9个百分点。非化石能源发电量1.59万亿千瓦时左右，占总发电量的比重为24.9%，比2010年提高5个百分点左右。非化石能源发电可替代化石能源5.2亿吨标煤，占一次能源消费的比重达到12.4%左右，为全国非化石能源比重达到11.4%的贡献率超过100%。

全国110千伏及以上线路达到133万千米，变电容量56亿千伏安。

2020年规划目标：全国发电装机容量达到19.35亿千瓦左右。其中，水电3.6亿千瓦，抽水蓄能6000万千瓦，煤电11.7亿千瓦,核电8000万千瓦,气电5000万千瓦,风电1.8亿千瓦，太阳能发电2500万千瓦，生物质、潮汐、地热等1000万千瓦。与2010版规划相比，滚动规划中2020年全国发电装机容量增加5000万千瓦，其中，水电增加3000万千瓦，煤电增加1000万千瓦,核电减少1000万千瓦,气电增加1000万千瓦,太阳能发电增加500万千瓦，生物质、潮汐、地热等增加500万千瓦。按照装机容量可能达到20亿千瓦来规划安排电源前期工作，根据实际市场需求滚动安排开工规模。

非化石能源发电装机总规模将达到7.15亿千瓦，占总装机的比重为37.0％，比2015年提高3.1个百分点。非化石能源发电量2.3万亿千瓦时左右，占总发电量的比重为27.3%，比2015年提高2.4个百分点左右。非化石能源发电可替代化石能源7.3亿吨标煤左右，占一次能源消费的比重达到14.5%左右，为全国非化石能源比重达到15%的贡献率达到96.7%。

全国110千伏及以上线路达到176万千米，变电容量79亿千伏安。

四、优化电源结构与布局

按照安全经济、绿色和谐的规划原则，电源发展要重点解决好电源结构和电源布局问题。着眼未来十年和长远发展战略，统筹兼顾能源资源禀赋特点、降低发电成本、保护生态环境，促进节能减排等要求，电源发展要坚持优先开发水电、优化发展煤电、安全高效发展核电、积极推进新能源发电、适度发展天然气集中发电、因地制宜发展分布式发电的方针。

（一）优先开发水电实行大中小开发相结合，推进水电流域梯级综合开发；促进绿色和谐开发，充分体现以人为本的发展理念，使地方经济和人民群众真正从水电开发中受益；扩大资源配置范围，积极推动周边国家水电资源开发和向我国送电；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。

继续加快开发、尽早开发完毕开发程度较高的长江上游、乌江、南盘江红水河、黄河中上游及其北干流、湘西、闽浙赣和东北等7个水电基地，重点布局开发金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江、黄河上游干流等6个大型水电基地。重视境外水电资源开发利用，重点开发缅甸伊江上游水电基地。

到2015年，全国常规水电装机预计达到3.0亿千瓦左右，水电开发程度达到58%左右（按技术可开发容量计算，下同），其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度在48%左右。到2020年全国水电装机预计达到3.6亿千瓦左右，全国水电开发程度为69%，其中西部水电开发程度达到63%。抽水蓄能电站2015年规划装机4100万千瓦左右，2020年达到6000万千瓦左右。

与2010版规划研究报告相比，西南金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江等五江干流水电基地电源的开发进度提前，2015年规划目标增加约1500万千瓦，投产容量增加较多的流域是金沙江中游；2020年规划目标增加约3000万千瓦，“十三五”期间投产容量增加较多的流域是大渡河与澜沧江上游。

(二)优化发展煤电推行煤电一体化开发，加快建设大型煤电基地，贯彻落实国家西部大开发战略，加快山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设；鼓励发展热电联产，统一规划高参数、环保型机组、符合国家政策的热电联产项目；推进煤电绿色开发，大力推行洁净煤发电技术。

以开发煤电基地为中心，重点建设山西（晋东南、晋中、晋北）、陕北、宁东、准格尔、鄂尔多斯、锡盟、呼盟、霍林河、宝清、哈密、准东、伊犁、淮南、彬长、陇东、贵州16个大型煤电基地。

2015年我国煤电装机达到9.28亿千瓦。“十二五”期间开工3亿千瓦，其中煤电基地机组占66%；投产2.85亿千瓦，其中煤电基地机组占53%。2020年我国煤电装机达到11.7亿千瓦。“十三五”期间开工2.6亿千瓦，其中煤电基地机组占62.7%；投产2.65亿千瓦，其中煤电基地机组占55%。

（三）安全高效发展核电本次滚动规划中，将电力发展方针中的“大力发展核电”调整为“安全高效发展核电”。高度重视核电安全，强化核安全文化理念；坚持以我为主，明晰技术发展路线；统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化；理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程；建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。

规划2015年我国核电装机4294万千瓦，主要布局在沿海地区。2020年规划核电装机规模达到8000万千瓦。

2011年3月份，日本发生了福岛核电事故，对我国乃至世界核电发展都产生了一定的影响。鉴于国家《核电安全规划》尚未出台，核电项目一律暂停审批的实际情况，2020年核电发展目标减少1000万千瓦，主要是调减内陆核电，适量调减沿海核电。

（四）积极发展风电等可再生能源发电非水可再生能源开发要在充分考虑电价承受能力和保持国际竞争力的条件下积极推进。

风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力，力争2020年我国风电技术达到世界领先水平。在“三北”(西北、华北北部和东北)等风资源富集地区，建设大型和特大型风电场，同步开展电力外送和市场消纳研究。发展海上风电坚持海洋规划先行，避免无序发展。坚持统一规划，加快制定相关政策措施，促进低风速地区资源开发，因地制宜地建设

中小型风电场，采用低速风机，就近上网本地消纳。在偏远地区，因地制宜发展离网风电。规划2015年和2020年风电装机分别为1亿千瓦和1.8亿千瓦。

促进发展太阳能发电，规划发电装机2015年达到500万千瓦左右，2020年达到2500万千瓦左右，确保2030年我国太阳能发电技术达到世界领先水平。

因地制宜发展生物质能及其他可再生能源发电，2015年和2020年生物质发电装机分别达到500万千瓦和1000万千瓦。

2015年和2020年地热和海洋能发电装机分别达到1万千瓦和5万千瓦。

滚动规划中，进一步贯彻风电集中分散开发并举思路，在风电发展总量目标保持不变的前提下，合理增加分散布局的风电规模。受国家太阳能光伏发电上网电价政策的激励，太阳能光伏发电发展速度将进一步加快，2015年太阳能发电规划目标增加300万千瓦，2020年规划目标增加500万千瓦。2015年生物质、垃圾、潮汐、地热等规划目标增加200万千瓦，2020年规划目标增加500万千瓦。

（五）适度发展天然气集中发电天然气（包括煤层气等）发电要实行大中小相结合；结合引进国外管道天然气和液化天然气在受端地区规划建设大型燃气机组，主要解决核电、风电、水电季节性电能对电网的调峰压力。在气源地规划建设燃气机组解决当地用电问题。2015年和2020年大型天然气发电规划容量分别为4000万千瓦和5000万千瓦。

与2010版规划研究报告相比，由于气源的增加，2015年气电发展目标增加1000万千瓦，2020年气电发展目标增加1000万千瓦。

（六）因地制宜发展分布式发电结合城乡天然气管道布局规划建设分布式冷热电多联供机组。2015年和2020年天然气分布式发电装机分别达到100万千瓦左右和300万千瓦左右。在电网延伸供电不经济的地区，发挥当地资源优势，建设分布式发电系统。推动分布式发电和储能设施结合的分布式能源供应系统发展。

（七）促进更大范围资源优化配置我国华北京津冀鲁、东北辽宁、华东沪苏浙闽、华中豫鄂湘赣渝、南方两广等16个省（市、区）受端地区，2015年外电送入合计约2.45亿千瓦左右，约占受端地区最大负荷的31%，“十二五”期间增加外电送入1.6亿千瓦；2020年外电送入合计约3.66亿千瓦，约占受端地区最大负荷的38%，“十三五”期间增加外电送入1.21亿千瓦。

2015年大型煤电基地跨区跨省送电规模17050万千瓦，“十二五”期间增加11400万千瓦。2020年为27050万千瓦，“十三五”期间增加约1亿千瓦。

2015年大型水电基地跨区跨省送电规模6690万千瓦，“十二五”期间增加4490万千瓦；2020年为7990万千瓦，“十

三五”期间增加1300万千瓦。

2015年风电跨区跨省输送规模约3000万千瓦，2020年约5000万千瓦。

五、加快建设坚强智能电网

（一）建设大型电源基地外送通道，构建坚强网架“十二五”期间，在特高压交流试验示范工程的基础上，结合西部、北部大型煤电基地，西南水电基地，酒泉、蒙西、张北等大型风电基地以及未来大核电基地的接入系统，重点加快华北、华东、华中特高压交流同步电网建设。2015年华北、华东、华中特高压电网形成“三纵三横”主网架，锡盟、蒙西、张北、陕北能源基地通过三个纵向特高压交流通道向华北、华东、华中地区送电，北部煤电、西南水电通过三个横向特高压交流通道向华北、华中和长三角特高压环网送电。配合西南水电、西北、华北煤电和风电基地开发，建设锦屏—江苏、溪洛渡—浙江、哈密—河南、宁东—浙江、宝清—唐山、呼盟—山东、酒泉—湖南、锡盟—江苏、哈密—重庆、彬长—山东、蒙西—湖北、陇东—江西等直流输电工程。2011年已建成投运青藏联网工程，满足西藏供电，实现西藏电网与西北主网联网。经模拟计算分析，“十二五”规划特高压骨干网架满足电网安全稳定导则要求，能够保证电网可靠运行。

2020年，将建成以华北、华东、华中特高压同步电网为中心，东北特高压电网、西北750千伏电网为送端，联结各大煤电基地、大水电基地、大核电基地、大可再生能源基地，各级电网协调发展的坚强智能电网。华北、华东、华中特高压同步电网形成“五纵六横”主网架。晋陕蒙宁煤电和四川水电通过特高压交流通道向华北、华东、华中电网送电；新疆、呼盟、锡盟、蒙西、宁东、彬长、陇东煤电基地电力和金沙江、锦屏、西藏水电通过特高压直流向华北、华中、华东送电；俄罗斯、蒙古、哈萨克斯坦电力通过特高压直流分别送入东北、华北、华中电网。

西北电网作为重要的送端电网，“十二五”期间，在已有的750千伏电网结构基础上，合理加强省区间联系，提高电网交换能力和抵御严重故障能力，保障风电等可再生能源大规模接入和消纳，并通过多方向、多通道、多落点的直流工程，实现与华北、华东、华中特高压电网的异步紧密联系。

“十二五”期间，南方电网规划建设糯扎渡电站送电广东±800千伏特高压直流工程、溪洛渡电站送电广东同塔双回±500千伏直流工程和金沙江中游梨园、阿海电站送电广西直流工程。2015年西电东送主网架在2010年 “五直八交”的基础上形成“九直八交”送电通道，各省（区）形成坚强的500千伏骨干网架。配合海南核电，建设海南与广东联网二期工程，实现海南与南方主网500千伏双回路联网。加强与港澳特区联网,保

障港澳电力可靠供应。

加强省级500(330)千伏电网建设，建设坚强协调的省网主网架。

（二）促进城乡电网协调发展进一步加强各电压等级配电网建设，做到网架结构合理，运行方式灵活，电压层次简化，供电安全可靠。大部分城市形成220（或110）千伏双环网架，500（或330）千伏变电站深入城市负荷中心并形成500（或330）千伏环网结构，实现500/220（或330/110）千伏间电磁环网解环运行，中低压配电网络具备“手拉手”环路供电或双电源供电。初步建成220千伏电压等级为中心枢纽，110千伏(66/35千伏)电压等级为主网架的坚强农村配电网，县城中压配电网实现环网供电，电网整体供电能力、技术装备水平和可靠性进一步提高，满足农村地区经济社会发展和新农村建设用电需要。城乡配电网容载比满足导则要求，推广小型化、无油化、绝缘化、少（免）维护、节能型、智能型设备，配电网智能化水平显著提高。

到2015年，全国城市用户供电可靠率达到99.943％以上，农村用户供电可靠率达到99.765%以上。2020年城市用户供电可靠率达到99.955％以上，农网用户供电可靠率达到99.810%以上。

（三）推进电网智能化我国电网智能化发展将以坚强网架为基础，以通讯信息平台为支撑，以智能调控为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化。

“十二五”期间，重点加强技术创新和试点应用，在系统总结和评价智能电网试点工程的基础上，加快修订完善相关标准，全面推进智能电网工程建设。到“十二五”末，我国智能电网技术和关键设备实现重大突破，智能化标准体系基本完善，电网智能化达到较高水平。

“十三五”期间，我国智能电网技术和设备性能进一步提升，力争主要技术指标位居世界前列，智能化水平国际领先。

六、电力科技创新

坚持自主开发与引进消化吸收相结合，完善产学研用机制，注重具有自主知识产权技术的开发及产业化，实现电力产业的技术提升和跨越式发展。

到2015年，使我国发电技术整体接近和部分达到世界先进水平，前沿技术的研究与发达国家同步；特高压、大电网和自动化等电网技术保持国际领先水平，占领世界新能源发电及接入技术制高点，引领世界智能电网技术发展方向。

到2020年，使我国发电技术整体位于世界先进水平，部分技术领域处于国际领先水平；继续保持电网技术整体引领世界发展。

七、促进绿色和谐发展

通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损等途径，与2010年相比，2015年电力工业年节约标煤2.70亿吨，减排二氧化碳6.69亿吨，减排二氧化硫578万吨，减排氮氧化物254万吨；与2015年相比，2020年电力工业年节约标煤2.35亿吨，减排二氧化碳5.84亿吨，减排二氧化硫504万吨，减排氮氧化物221万吨。

与2010年相比，在燃煤装机增加41.7%的情况下，2015年电力工业二氧化碳排放总量增加30.6%，排放强度降低12.5%；二氧化硫排放总量降低13.6%，排放强度下降40.7%；氮氧化物排放总量降低21.1%，排放强度下降46.4%；与2015年相比，在燃煤装机增加26%的情况下，2020年电力工业二氧化碳排放总量增加27.1%，排放强度降低4.2%；二氧化硫、氮氧化物排放总量与2015年基本持平。

与2010年比，2015年电力工业单位GDP能耗降低0.061吨标煤/万元，对实现2015年单位国内生产总值能耗下降16%目标的贡献率达到37.03%；碳减排量对实现单位国内生产总值碳

排放下降17%目标的贡献率达到36.51%。

电力工业在“十二五”期间将带动社会总产出年均增加3.2万亿元左右，每年提供就业岗位310万个左右。“十三五”期间将带动社会总产出年均增加3.67万亿元左右，每年提供就业岗位360万个左右。

滚动规划依据即将出台的国家“十二五”节能减排规划的要求，对有关环保指标进行了测算，与2010年版规划研究报告相比，污染物排放总量及排放强度均略有下降。

八、电力工业规划经济性

按照滚动规划基准方案，“十二五”期间，全国电力工业投资达到6.1万亿元，比“十一五”增长88.3%，其中电源投资3.2万亿元、占全部投资的52%，电网投资2.9万亿元、占48%。“十三五”期间，全国电力工业投资达到7.1万亿元，比“十二五”增长16.4%，其中电源投资3.6万亿元、占全部投资的51%，电网投资3.5万亿元、占49%。

在考虑煤价上涨、弥补历史欠账和电力企业净资产收益率8%的条件下，2015年合理的平均销售电价为728.7元/千千瓦时，比2010年上涨157.5元/ 千千瓦时，增长27.6%、年均增长5.0%；2020年销售电价为831.7元/千千瓦时，比2015年增加103.0元/千千瓦时，增长14.1%、年均增长2.7%。

根据滚动规划电源方案，假设2015、2020年火电、风电、生物质、太阳能价格按照目前的标杆电价水平不变，在仅考虑发电补贴，不考虑电力系统补贴的情况下，可再生能源补贴额2015年为486亿元，需要征收可再生能源电价附加8.62元/千千瓦时，年均增长16.6%。其中风电补贴额385亿元，需要征收附加6.82元/千千瓦时，占总可再生能源电价附加约80%。2020年补贴额1081亿元，需要征收可再生能源电价附加14.68元/千千瓦时，年均增长11%。其中风电补贴额728亿元，需要征收附加9.89元/千千瓦时，占总可再生能源电价附加约67%。

与2010版规划研究报告相比，新能源装机比重提高、煤电环保设备投资增加等因素使电力工业投资有所增加，上网、销售电价水平相应提高。

九、保障措施和政策建议

（一）强化电力工业统一规划，建立科学的电力规划管理机制。建立健全政府电力规划管理体系，建立规划依法上

报、审批和公布制度。完善电力规划研究协作体系和滚动调整机制。

（二）改革与完善电力项目前期管理机制。规范前期工作程序，推行项目业主市场招标制和项目备案制。

（三）优化电源结构布局，促进绿色电源发展和生态环境改善。重视水电移民和环保工作，促进一批大中型水电项目尽快开工；统一核电技术路线，开放核电投资市场;加强风电统一规划，促进风电消纳;扶持推进风电、太阳能等可再生能源发电产业化，提高技术装备水平；优化煤电布局，积极推进煤电一体化。

（四）把智能电网正式纳入国家发展战略并给以政策和资金扶持，加快制定完善新能源、特高压电网、智能电网等技术标准，推进电力系统智能化建设。

（五）适当提高电价水平，用经济调节手段促进节能减排。制定严格的节能减排标准，培育节能减排商业模式，促进节能减排技术创新和推广。

（六）加强技术创新能力建设，促进电力装备和产业技术升级。注重行业科技资源整合和有效利用。出台重大装备示范工程（首台套）鼓励政策。高度重视并积极扶持电力装备基础研究。

（七）深化电力体制改革，加强电力市场体系建设，完善法律法规体系。