上半年，全國電力生產(chǎn)運行平穩(wěn)，電力供需總體平衡。全社會用電量平穩(wěn)增長，第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量較快增長、貢獻突出；電力延續(xù)綠色低碳發(fā)展態(tài)勢，非化石能源發(fā)電裝機比重繼續(xù)提高，非化石能源發(fā)電量快速增長；受電價進一步降低、燃料成本持續(xù)高位、可再生能源補貼嚴(yán)重滯后等因素影響，電力企業(yè)經(jīng)營總體仍比較困難。預(yù)計下半年，電力消費將延續(xù)上半年的平穩(wěn)增長態(tài)勢，全年全社會用電量同比增長5.5%左右；年底全國發(fā)電裝機容量20億千瓦左右；全國電力供需總體平衡，迎峰度夏期間部分地區(qū)電力供需偏緊、高峰時段存在電力缺口。

一、2019年上半年全國電力供需情況

（一）全社會用電量平穩(wěn)增長，第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量較快增長

上半年，全國全社會用電量3.40萬億千瓦時、同比增長5.0%，一、二季度分別增長5.5%、4.5%。電力消費主要特點有:

一是第一產(chǎn)業(yè)用電量中速增長。上半年，第一產(chǎn)業(yè)用電量345億千瓦時、同比增長5.0%，增速比上年同期降低5.3個百分點；占全社會用電量比重為1.0%、與上年同期持平。

二是第二產(chǎn)業(yè)及其制造業(yè)用電量穩(wěn)定增長。上半年，第二產(chǎn)業(yè)用電量2.31萬億千瓦時、同比增長3.1%，增速比上年同期降低4.5個百分點，一、二季度分別增長3.0%、3.1%。第二產(chǎn)業(yè)用電量增長對全社會用電量增長的貢獻率為42.6%，比上年同期降低13.9個百分點；占全社會用電量的比重為68.0%，比上年同期降低1.3個百分點。制造業(yè)用電量1.72萬億千瓦時、同比增長3.4%，一、二季度同比增長均為3.4%。從制造業(yè)幾大類行業(yè)來看，高技術(shù)及裝備制造業(yè)[1]用電量同比增長3.5%；消費品制造業(yè)[2]用電量增長2.1%；四大高載能行業(yè)[3]用電量同比增長3.4%，其中，建材行業(yè)用電量增長6.1%，黑色行業(yè)用電量增長5.9%，化工行業(yè)用電量增長1.3%，有色行業(yè)用電量增長1.2%。

三是第三產(chǎn)業(yè)用電量繼續(xù)保持較快增長。上半年，第三產(chǎn)業(yè)用電量5552億千瓦時、同比增長9.4%，一、二季度分別增長10.1%、8.6%；對全社會用電量增長的貢獻率為29.5%，比上年同期提高6.1個百分點；占全社會用電量比重為16.3%、比上年同期提高0.7個百分點。其中，信息傳輸、軟件和信息技術(shù)服務(wù)業(yè)用電繼續(xù)保持快速增長勢頭，同比增長13.6%；租賃和商務(wù)服務(wù)業(yè)、房地產(chǎn)業(yè)、批發(fā)和零售業(yè)用電量同比分別增長12.9%、11.9%、10.7%；交通運輸/倉儲和郵政業(yè)用電量同比增長8.6%。電能替代持續(xù)推廣催生第三產(chǎn)業(yè)用電增長新亮點，充換電服務(wù)業(yè)用電量增長129.0%，港口岸電用電量增長316.9%，城市公共交通運輸業(yè)用電量增長18.6%。

四是城鄉(xiāng)居民生活用電量繼續(xù)保持較快增長。上半年，城鄉(xiāng)居民生活用電量4993億千瓦時、同比增長9.6%，一、二季度分別增長11.0%、7.7%；對全社會用電量增長的貢獻率為27.0%，比上年同期提高7.9個百分點；占全社會用電量比重為14.7%、比上年同期提高0.6個百分點。

五是絕大部分省份用電量均為正增長。上半年，東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量同比分別增長3.3%、6.4%、7.3%和3.5%，中部和西部地區(qū)增速領(lǐng)先于東部和東北地區(qū)；各地區(qū)用電量占全國用電量的比重分別為47.0%、19.1%、27.9%和6.0%，用電量增長對全社會用電量增長的貢獻率分別為31.7%、24.0%、40.1%和4.2%。青海、甘肅、上海3個省(市)用電量同比下降，降幅分別為2.8%、0.7%、0.1%；28個省份用電量正增長，14個用電量增速超過全國平均增長水平的省份中，除海南、河北外，其余均屬于中、西部省份。

（二）電力延續(xù)綠色低碳發(fā)展趨勢，非化石能源發(fā)電量快速增長

截至6月底，全國全口徑發(fā)電裝機容量19.4億千瓦、同比增長6.1%，其中非化石能源發(fā)電裝機容量占比41.2%、同比提高1.4個百分點；全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量為3.37萬億千瓦時，同比增長3.3%；全國發(fā)電設(shè)備利用小時1834小時，同比下降24小時。電力供應(yīng)主要特點有：

一是全國新增裝機規(guī)模同比減少。上半年，全國新增發(fā)電裝機容量4074萬千瓦、同比少投產(chǎn)1194萬千瓦，主要是新增太陽能裝機容量1164萬千瓦、同比少投產(chǎn)1417萬千瓦。新增非化石能源發(fā)電裝機容量2506萬千瓦，占新增發(fā)電裝機總?cè)萘康?1.5%。新增煤電裝機984萬千瓦、同比少投產(chǎn)54萬千瓦。

二是非化石能源發(fā)電量快速增長。上半年，全國規(guī)模以上電廠水電發(fā)電量5138億千瓦時、同比增長11.8%，核電發(fā)電量1600億千瓦時、同比增長23.1%，全口徑并網(wǎng)風(fēng)電、并網(wǎng)太陽能發(fā)電量分別為2145、1063億千瓦時，同比分別增長11.5%、29.1%。受用電需求增長放緩、水電等非化石能源發(fā)電量快速增長等因素影響，全國規(guī)模以上火電廠發(fā)電量2.45萬億千瓦時、同比增長0.2%。

三是水電和太陽能發(fā)電設(shè)備利用小時同比提高。上半年，全國水電設(shè)備利用小時1674小時、同比提高169小時；火電2066小時、同比下降60小時，其中，煤電2127小時、同比下降57小時，氣電1212小時、同比下降121小時；核電3429小時、同比下降118小時；并網(wǎng)風(fēng)電1133小時、同比下降10小時，為2013年以來的第二高水平，僅低于2018年同期；并網(wǎng)太陽能發(fā)電650小時、同比提高13小時。棄風(fēng)棄光問題繼續(xù)改善，國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域內(nèi)新能源利用率均超過95%。

四是110千伏及以下電網(wǎng)投資比重同比提高。上半年，全國基建新增220千伏及以上變電設(shè)備容量13238萬千伏安、同比少投產(chǎn)1743萬千伏安；新增220千伏及以上輸電線路長度16292千米、同比少投產(chǎn)6105千米。110千伏及以下電網(wǎng)投資占電網(wǎng)總投資的比重為64.3%，比上年同期提高8.2個百分點，配網(wǎng)建設(shè)及農(nóng)網(wǎng)改造升級是當(dāng)前電網(wǎng)投資建設(shè)重點。

五是跨區(qū)跨省送電量較快增長，清潔能源得到大范圍優(yōu)化配置。上半年，全國跨區(qū)、跨省送電量分別完成2243、6426億千瓦時，同比分別增長11.2%、12.0%。西北區(qū)域是外送電量最多的區(qū)域，上半年外送電量911億千瓦時，占全國跨區(qū)送電量的40.6%，外送電量比上年增長15.9%。

六是電力燃料供應(yīng)總體平衡，電煤價格高位波動。上半年，全國規(guī)模以上煤礦原煤產(chǎn)量增長3.7%，全國煤炭進口量增長5.7%，全國電廠發(fā)電及供熱消耗煤炭增長3.4%，全國電廠存煤總體處于高位，電煤供應(yīng)總體平衡。受煤礦安全事故、安全生產(chǎn)督查、公路超限超載運輸治理等因素影響，局部地區(qū)部分時段電煤供應(yīng)偏緊。電煤價格總體高位波動，2月份以來，CECI沿海指數(shù)各期綜合價均超過《關(guān)于印發(fā)平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄的通知》（發(fā)改運行〔2016〕2808號）規(guī)定的綠色區(qū)間上限，國內(nèi)煤電企業(yè)燃料成本居高不下。

（三）全國電力供需總體平衡，局部地區(qū)出現(xiàn)錯避峰

上半年，全國電力供需總體平衡。其中，東北、西北電網(wǎng)區(qū)域電力供應(yīng)能力富余；華北、華中、華東、南方電網(wǎng)區(qū)域電力供需總體平衡，江西、湖北、海南等省份部分時段出現(xiàn)錯避峰。

二、全國電力供需形勢預(yù)測

（一）下半年用電量延續(xù)平穩(wěn)增長態(tài)勢，全年增長5.5%左右

綜合考慮國內(nèi)外宏觀經(jīng)濟形勢、電能替代、上年基數(shù)、環(huán)保安全檢查等因素，下半年電力消費仍將延續(xù)上半年的平穩(wěn)增長態(tài)勢，預(yù)計2019年全國全社會用電量同比增長5.5%左右。若夏季全國大部地區(qū)氣溫低于2018年同期，全年用電量實際增速可能會偏低于預(yù)測值。

（二）總裝機容量年底達20億千瓦，非化石能源裝機比重提高至42%

預(yù)計2019年全國新增發(fā)電裝機容量1.1億千瓦左右；截至2019年底，全國發(fā)電裝機容量20億千瓦左右，同比增長6%；非化石能源發(fā)電裝機容量合計8.4億千瓦、占總裝機容量比重上升至42%左右，其中，水電3.6億千瓦、并網(wǎng)風(fēng)電2.1億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電2.0億千瓦、核電4900萬千瓦、生物質(zhì)發(fā)電2200萬千瓦左右。

預(yù)計2019年底，全國發(fā)電裝機容量可提前達到2020年20億千瓦的規(guī)劃目標(biāo)，太陽能發(fā)電裝機容量遠(yuǎn)超2020年1.1億千瓦的規(guī)劃目標(biāo)，非化石能源發(fā)電裝機比重也將超過2020年39%的規(guī)劃目標(biāo)。

（三）全國電力供需總體平衡，迎峰度夏期間部分地區(qū)偏緊

預(yù)計下半年全國電力供需總體平衡，部分地區(qū)電力供需偏緊，迎峰度夏高峰時段存在電力缺口。分區(qū)域看，華北、華中區(qū)域高峰時段電力供需緊張，部分省份在高峰時段需要采取錯避峰措施；華東、南方區(qū)域電力供需總體平衡；東北、西北區(qū)域電力供應(yīng)富余。預(yù)計全年火電設(shè)備利用小時略低于2018年的4378小時。

三、有關(guān)建議

當(dāng)前已進入迎峰度夏關(guān)鍵期，下半年重大活動保電任務(wù)較為繁重，要切實按照高質(zhì)量發(fā)展要求，做好用電預(yù)測預(yù)警和用電服務(wù)，保證電力燃料供給，保障電力生產(chǎn)供應(yīng)，緩解電力企業(yè)經(jīng)營困難，滿足實體經(jīng)濟和行業(yè)發(fā)展要求、以及人民美好生活用電需求。結(jié)合電力供需分析與預(yù)測，提出建議如下：

（一）密切跟蹤宏觀經(jīng)濟形勢變化，助力實體經(jīng)濟發(fā)展

建議加強用電監(jiān)測分析預(yù)警，落實好一般工商業(yè)降電價政策，做好電力服務(wù)與電能替代等工作，助力實體經(jīng)濟發(fā)展。

一是建立政府相關(guān)部門與行業(yè)協(xié)會溝通協(xié)調(diào)機制，完善涉美出口企業(yè)清單，密切跟蹤對美進出口企業(yè)用電及業(yè)擴數(shù)據(jù)變化，加強分行業(yè)、分地區(qū)用電分析預(yù)測，服務(wù)宏觀經(jīng)濟決策和行業(yè)發(fā)展。

二是在落實2019年一般工商業(yè)平均電價再降10%要求基礎(chǔ)上，持續(xù)清理規(guī)范轉(zhuǎn)供電環(huán)節(jié)不合理加價，確保將降電價紅利惠及終端用戶，實現(xiàn)用電企業(yè)降本增效。

三是持續(xù)優(yōu)化供電組織體系和業(yè)務(wù)流程，提高需求響應(yīng)速度和服務(wù)質(zhì)量，縮短企業(yè)“獲得電力”時間，優(yōu)化營商環(huán)境，服務(wù)實體經(jīng)濟發(fā)展。

四是加大燃煤自備電廠清潔替代、工業(yè)鍋（窯）爐替代，聚焦工業(yè)生產(chǎn)、交通運輸、鄉(xiāng)村電氣化等重點領(lǐng)域，加大替代推廣力度；逐步提高電能占終端能源比重，推動能源結(jié)構(gòu)綠色低碳轉(zhuǎn)型。

（二）扎實做好電力供需平衡工作，確保電力安全穩(wěn)定供應(yīng)

建議根據(jù)電力供需趨緊形勢，加快系統(tǒng)調(diào)峰能力建設(shè),加強需求側(cè)管理,進一步完善市場機制調(diào)動火電機組靈活性改造積極性。

一是盡快將具備投產(chǎn)條件的應(yīng)急儲備電源納入投產(chǎn)計劃，確保具備條件的電廠在迎峰度夏期間發(fā)揮作用。

二是推動煤炭優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能釋放，合理安排運力，對煤炭供應(yīng)不足和運力受制約區(qū)域，在鐵路運力配置上予以傾斜；加快進口煤通關(guān)速度，保障發(fā)電燃料穩(wěn)定供應(yīng)。

三是盡快研究出臺容量電價，建立容量市場和輔助服務(wù)市場，進一步理順煤電價格形成機制，調(diào)動火電靈活性改造運行積極性，提高電網(wǎng)頂峰發(fā)電能力。

四是加強需求側(cè)管理，擴大峰谷電價執(zhí)行范圍，確定科學(xué)合理的峰谷分時電價比，按最大供需缺口制定落實有序用電措施，引導(dǎo)用戶錯峰用電，實現(xiàn)削峰填谷、移峰平谷，全力滿足用電需求。

五是加快現(xiàn)有特高壓輸送通道的配套電源建設(shè)，合理布局保障性發(fā)電機組，緩解東中部地區(qū)的電力硬缺口。

六是加快抽水蓄能、燃?xì)狻δ艿日{(diào)峰電站建設(shè)，提升電力系統(tǒng)削峰填谷和平衡調(diào)節(jié)能力。

（三）高度重視電力企業(yè)經(jīng)營困難，維護行業(yè)可持續(xù)發(fā)展能力

重視電網(wǎng)、煤電及新能源企業(yè)經(jīng)營困難，高度關(guān)注近期火電廠破產(chǎn)清算問題，建議做好價格形成機制、電煤中長期合同價格及履約監(jiān)管、新能源補貼發(fā)放等工作。

一是合理核定第二個監(jiān)管周期輸配電價水平，建立健全保障電網(wǎng)持續(xù)發(fā)展的輸配電價機制，統(tǒng)籌解決電網(wǎng)投資建設(shè)、電價交叉補貼、東西部幫扶等問題，支撐電網(wǎng)健康可持續(xù)發(fā)展。

二是加強電煤中長期合同監(jiān)管確保履約，完善價格條款，明確年度長協(xié)定價機制，嚴(yán)禁以月度長協(xié)、外購長協(xié)等捆綁年度長協(xié)變相漲價；保持進口煤政策連續(xù)性，引導(dǎo)市場合理預(yù)期，控制電煤價格在合理區(qū)間，緩解煤電企業(yè)經(jīng)營困境。

三是盡快推進電煤中長協(xié)合同含稅基準(zhǔn)價調(diào)整及價格區(qū)間，協(xié)調(diào)煤炭生產(chǎn)企業(yè)相應(yīng)調(diào)整電煤價格，推動降稅紅利有效傳導(dǎo)至終端用戶。

四是適度增加對火電企業(yè)的信貸支持力度，確保落實存量接續(xù)，避免火電企業(yè)虧損面持續(xù)擴大，形成破產(chǎn)清算潮。

五是按約定加快可再生能源補貼目錄公布和補貼資金發(fā)放，盡快解決巨額拖欠問題，緩解企業(yè)經(jīng)營和資金壓力；開發(fā)針對風(fēng)電、光伏等清潔能源項目的融資品種，將應(yīng)收補貼款納入流貸支持范圍，解決全行業(yè)補貼資金缺口；實施促進可再生能源等清潔能源發(fā)展的綠色信貸政策。