2014年电力供需为何突然宽松？
**答案：装机狂飙+需求放缓。** - **新增装机1.04亿千瓦**，其中火电占55%，水电占24%，风电占15%，光伏占6%。 - **全社会用电量5.52万亿千瓦时**，同比仅增3.8%，创十年新低。 - **利用小时数下降**：火电4706小时，比上年少314小时；水电3669小时，少128小时。 ---电力改革到底改了什么？
**三大动作** 1. **输配电价试点**：深圳、蒙西率先破冰，电网盈利模式由“吃差价”改为“准许成本+合理收益”。 2. **大用户直购电**：全国24省铺开，交易电量超1500亿千瓦时，平均降价**0.03元/千瓦时**。 3. **售电侧放开**：广东、重庆等地注册成立首批民营售电公司，数量年底突破50家。 ---新能源为何在2014年“狂飙突进”？
**政策与成本双轮驱动** - **风电**：新增装机20.7GW，累计96GW，首次超越核电。 - **光伏**：新增装机10.6GW，分布式占比首次超过地面电站。 - **补贴及时下发**：财政部全年拨付可再生能源附加资金**360亿元**，缓解企业现金流压力。 ---火电企业为何“叫苦不迭”？
**煤价下跌也救不了利润** - **环渤海5500大卡动力煤均价**从年初的610元/吨跌至年底的520元/吨，跌幅15%。 - **利用小时数下滑**抵消煤价红利，五大发电集团平均净利润率仅4.2%，同比再降1.1个百分点。 ---电价到底降了还是升了？
**结构性分化明显** - **工业电价**：通过直购电与竞价交易，山东、江苏等地大工业到户价下调**0.02~0.05元/千瓦时**。 - **居民电价**：阶梯电价第三档覆盖人群扩大，月均用电超400度家庭电费上涨**8%~12%**。 - **新能源电价**：风电Ⅲ类资源区标杆电价下调0.02元/千瓦时，光伏分布式度电补贴维持0.42元不变。 ---2014年电力投资的“冰与火”
**资金流向两极** - **火电投资**同比下降6.3%，十年来首次负增长。 - **电网投资**增长24%，特高压“四交四直”全面开工，拉动设备商订单激增。 - **新能源投资**占比首次突破35%，成为最大吸金板块。 ---国际对比：中国电力改革处于什么阶段？
**与英国、美国差几步？** - **英国**：已走完“厂网分开—竞价上网—零售竞争”全链条，居民可在线切换售电商。 - **美国**：PJM市场实时电价波动高达**±50%**，中国试点省份价差仅**±5%**。 - **中国**：处于“半市场化”阶段，发电端部分竞价，售电端局部放开，输配端仍垄断。 ---2014年电力数据速览
- **全国发电量**：5.65万亿千瓦时，火电占比73.8%，水电18.9%，风电2.8%，核电2.3%。 - **跨省送电量**：1.06万亿千瓦时，同比增长14%，特高压贡献度超60%。 - **线损率**：6.34%，同比下降0.2个百分点，居世界中等水平。 ---未来三年电价走势预测
**三大变量** 1. **煤炭价格**：若维持500~550元/吨区间，火电成本压力可控。 2. **可再生能源附加**：每度电附加标准可能从1.5分提至2.0分，以填补补贴缺口。 3. **碳交易启动**：2017年全面推开，火电度电成本或增加**0.01~0.02元**。 ---企业如何抓住改革红利？
- **高耗能企业**：尽快参与直购电，锁定低价长协电量。 - **工业园区**：组建配售电公司，分享“过网费”收益。 - **新能源开发商**：优先布局Ⅱ类资源区，避开电价下调区域。
（图片来源网络，侵删）
评论列表