回顾2013年，发电行业除水电外，电力市场转暖向好，经营业绩大幅提升，火电业绩分外耀眼，成功实现了“行业复兴”。随着国家全面深化改革，经济社会发展加速进入换档期和转型期，以及能源电力环境的深刻变化，2014年发电行业又会发生怎样的变化呢？综合分析当前国家政策、经济运行数据，我们预测将呈现以下几个特征。

预测一：电力市场总体供需平衡，用电量将平稳增长，增速同比有望持平。

在国内经济平稳中速增长的宏观形势下，全社会电力需求仍将保持适度平稳增长。2013年GDP增长7.7%，全社会用电量增长7.6%。如果2014年GDP增速稳定在7.5%~8%的区间内，用电需求弹性为0.95，则全年全社会用电量将达到5.7~5.8万亿千瓦时，2014年用电量将增长7.2%~7.8%，同比基本持平。

分产业看，第一产业用电增速将维持在较低水平，可能在1%~3%之间；第二产业在限制高耗能行业发展、推动传统产业技术升级等因素作用下，用电量增长较慢，增速可能在6%~8%之间；第三产业在积极发展服务业的政策推动下，用电量仍将保持较快增长，增速可能在10%~12%之间；由于执行阶梯电价以及取消家电下乡补贴政策的影响明显减弱，居民生活用电将保持较快增长，增速可能在10%~12%之间。

分地区看，2014年全国电力供需总体平衡，其中东北、华中区域电力供应能力可能有较多富余，西北、南方区域电力供需平衡有余，华北、华东区域电力供需平衡偏紧。

预测二：电源投资将进一步放缓，电源结构继续优化。

随着经济和电力发展进入平稳增长期，电源投资将进一步放缓节奏，基建新增装机规模可能略有降低，但清洁高效大型火电项目和清洁能源项目占比会继续上升。火电投资受上网电价、环保电价调整和节能减排的多重压力，仍将延续下滑态势，新增产能将继续收缩；水电投资将稳步增长，西南水电的陆续投产将带动水电新增装机规模持续增长；风电、太阳能投资将在政策利好的刺激下会较快增长；核电投资将有恢复性增长。随着电源项目在建规模的持续减少，考虑到关停及退役机组，预计2014年将新增发电装机9000万千瓦左右，比2013年的9400万千瓦略有降低；2014年底全国装机容量将达到13.4亿千瓦，比2013年的12.5亿千瓦增长7.2%（2013年同比增长9.3%），增速将有所回落。预测三：发电设备利用小时数总体持平，但清洁能源、大型火电机组提高较为明显。

2014年，全社会发电量增长与装机容量增长将平稳同步，随着经济社会发展进入生态文明建设阶段，清洁能源发电比重将有所增长，预计全国发电设备累计平均利用小时数将基本稳定，约在4500~4600小时（2013年全国发电设备平均利用小时4511小时，同比减少68小时）。水电利用小时数可能有恢复性增长；火电利用小时数可能同比略有降低，30万千瓦及以下老小火电机组下降明显；风电利用小时数可能延续增长态势；核电利用小时数可能略有回升。

预测四：以电价改革为核心的电力体制改革有望突破。

2014年，电力发展加快进入转型期，电力行业与用户、社会互动加深，安全、绿色与经济性矛盾更加突显。特别是随着十八届三中全会改革攻坚大幕的开启，能源价格改革将进入实质性操作阶段，其中以电价改革为核心的电力体制改革将可能突破，大用户直购电、发电企业与大用户集中竞争交易试点将会扩大，也有望核定独立的输配电价、继续放开发电与售电竞争环节、实行多边交易，上网电价将向竞争性市场定价转变。预计2014年，国家将进一步理顺水电、燃机、太阳能等发电价格，继续对火电清洁发展、

上大压小、脱硫脱硝等进行加码，并通过加大新能源发电上网消纳、政策优惠等方式，进一步调整优化发电结构，促进电力节能减排和绿色发展。

预测五：经营业绩由“高增长”转为“平稳增长”，赢利能力仍有望保持较好水平。

从发电赢利结构看，火电仍将保持主力地位。尽管2013年四季度煤炭价格有所翘尾，但预计2014年煤炭价格难以大幅回升，仍将保持为目前价格震荡走势，火电上网电价在2013年9月下调基础上，短期内进一步调整的可能性较小。基于调整后电价影响，预计2014年行业赢利空间将略低于2013年，但在煤价低位震荡、发电利用小时数保持平稳的预期下，发电行业赢利能力仍有望保持基本稳定。不过，不同发电机组、不同区域差异化趋势日益明显。同时，受益于赢利能力较好，2014年发电企业债务、利息负担将有所减轻、经营风险稳中有降。另外，水电、风电、太阳能等清洁能源的业绩贡献度将会有所提高。

综上分析，2014年电力市场总体供需平衡，全社会用电量将平稳增长，发电新增产能继续收缩，发电利用小时数基本持平，以电价改革为核心的电力体制改革有望突破，发电行业经营业绩结束“高增长”、进入一个稳定期。