（一）全社会用电量平稳增长，第三产业和城乡居民生活用电量较快增长

 

　　上半年，全国全社会用电量3.40万亿千瓦时、同比增长5.0%，一、二季度分别增长5.5%、4.5%。电力消费主要特点有:

 

　　一是第一产业用电量中速增长。上半年，第一产业用电量345亿千瓦时、同比增长5.0%，增速比上年同期降低5.3个百分点；占全社会用电量比重为1.0%、与上年同期持平。

 

　　二是第二产业及其制造业用电量稳定增长。上半年，第二产业用电量2.31万亿千瓦时、同比增长3.1%，增速比上年同期降低4.5个百分点，一、二季度分别增长3.0%、3.1%。第二产业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率为42.6%，比上年同期降低13.9个百分点；占全社会用电量的比重为68.0%，比上年同期降低1.3个百分点。制造业用电量1.72万亿千瓦时、同比增长3.4%，一、二季度同比增长均为3.4%。从制造业几大类行业来看，高技术及装备制造业[1]用电量同比增长3.5%；消费品制造业[2]用电量增长2.1%；四大高载能行业[3]用电量同比增长3.4%，其中，建材行业用电量增长6.1%，黑色行业用电量增长5.9%，化工行业用电量增长1.3%，有色行业用电量增长1.2%。

 

　　三是第三产业用电量继续保持较快增长。上半年，第三产业用电量5552亿千瓦时、同比增长9.4%，一、二季度分别增长10.1%、8.6%；对全社会用电量增长的贡献率为29.5%，比上年同期提高6.1个百分点；占全社会用电量比重为16.3%、比上年同期提高0.7个百分点。其中，信息传输、软件和信息技术服务业用电继续保持快速增长势头，同比增长13.6%；租赁和商务服务业、房地产业、批发和零售业用电量同比分别增长12.9%、11.9%、10.7%；交通运输/仓储和邮政业用电量同比增长8.6%。电能替代持续推广催生第三产业用电增长新亮点，充换电服务业用电量增长129.0%，港口岸电用电量增长316.9%，城市公共交通运输业用电量增长18.6%。

 

　　四是城乡居民生活用电量继续保持较快增长。上半年，城乡居民生活用电量4993亿千瓦时、同比增长9.6%，一、二季度分别增长11.0%、7.7%；对全社会用电量增长的贡献率为27.0%，比上年同期提高7.9个百分点；占全社会用电量比重为14.7%、比上年同期提高0.6个百分点。

 

　　五是绝大部分省份用电量均为正增长。上半年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长3.3%、6.4%、7.3%和3.5%，中部和西部地区增速领先于东部和东北地区；各地区用电量占全国用电量的比重分别为47.0%、19.1%、27.9%和6.0%，用电量增长对全社会用电量增长的贡献率分别为31.7%、24.0%、40.1%和4.2%。青海、甘肃、上海3个省(市)用电量同比下降，降幅分别为2.8%、0.7%、0.1%；28个省份用电量正增长，14个用电量增速超过全国平均增长水平的省份中，除海南、河北外，其余均属于中、西部省份。 

 

　　（二）电力延续绿色低碳发展趋势，非化石能源发电量快速增长

 

　　截至6月底，全国全口径发电装机容量19.4亿千瓦、同比增长6.1%，其中非化石能源发电装机容量占比41.2%、同比提高1.4个百分点；全国规模以上电厂发电量为3.37万亿千瓦时，同比增长3.3%；全国发电设备利用小时1834小时，同比下降24小时。电力供应主要特点有：

 

　　一是全国新增装机规模同比减少。上半年，全国新增发电装机容量4074万千瓦、同比少投产1194万千瓦，主要是新增太阳能装机容量1164万千瓦、同比少投产1417万千瓦。新增非化石能源发电装机容量2506万千瓦，占新增发电装机总容量的61.5%。新增煤电装机984万千瓦、同比少投产54万千瓦。

 

　　二是非化石能源发电量快速增长。上半年，全国规模以上电厂水电发电量5138亿千瓦时、同比增长11.8%，核电发电量1600亿千瓦时、同比增长23.1%，全口径并网风电、并网太阳能发电量分别为2145、1063亿千瓦时，同比分别增长11.5%、29.1%。受用电需求增长放缓、水电等非化石能源发电量快速增长等因素影响，全国规模以上火电厂发电量2.45万亿千瓦时、同比增长0.2%。

 

　　三是水电和太阳能发电设备利用小时同比提高。上半年，全国水电设备利用小时1674小时、同比提高169小时；火电2066小时、同比下降60小时，其中，煤电2127小时、同比下降57小时，气电1212小时、同比下降121小时；核电3429小时、同比下降118小时；并网风电1133小时、同比下降10小时，为2013年以来的第二高水平，仅低于2018年同期；并网太阳能发电650小时、同比提高13小时。弃风弃光问题继续改善，国家电网公司、南方电网公司经营区域内新能源利用率均超过95%。

 

　　四是110千伏及以下电网投资比重同比提高。上半年，全国基建新增220千伏及以上变电设备容量13238万千伏安、同比少投产1743万千伏安；新增220千伏及以上输电线路长度16292千米、同比少投产6105千米。110千伏及以下电网投资占电网总投资的比重为64.3%，比上年同期提高8.2个百分点，配网建设及农网改造升级是当前电网投资建设重点。

 

　　五是跨区跨省送电量较快增长，清洁能源得到大范围优化配置。上半年，全国跨区、跨省送电量分别完成2243、6426亿千瓦时，同比分别增长11.2%、12.0%。西北区域是外送电量最多的区域，上半年外送电量911亿千瓦时，占全国跨区送电量的40.6%，外送电量比上年增长15.9%。

 

　　六是电力燃料供应总体平衡，电煤价格高位波动。上半年，全国规模以上煤矿原煤产量增长3.7%，全国煤炭进口量增长5.7%，全国电厂发电及供热消耗煤炭增长3.4%，全国电厂存煤总体处于高位，电煤供应总体平衡。受煤矿安全事故、安全生产督查、公路超限超载运输治理等因素影响，局部地区部分时段电煤供应偏紧。电煤价格总体高位波动，2月份以来，CECI沿海指数各期综合价均超过《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》（发改运行〔2016〕2808号）规定的绿色区间上限，国内煤电企业燃料成本居高不下。

 

 

菲律宾沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）5500大卡周价格图

 

　　（三）全国电力供需总体平衡，局部地区出现错避峰

 

　　上半年，全国电力供需总体平衡。其中，东北、西北电网区域电力供应能力富余；华北、华中、华东、南方电网区域电力供需总体平衡，江西、湖北、海南等省份部分时段出现错避峰。

 

 

　　（一）下半年用电量延续平稳增长态势，全年增长5.5%左右

 

　　综合考虑国内外宏观经济形势、电能替代、上年基数、环保安全检查等因素，下半年电力消费仍将延续上半年的平稳增长态势，预计2019年全国全社会用电量同比增长5.5%左右。若夏季全国大部地区气温低于2018年同期，全年用电量实际增速可能会偏低于预测值。

 

　　（二）总装机容量年底达20亿千瓦，非化石能源装机比重提高至42%

 

　　预计2019年全国新增发电装机容量1.1亿千瓦左右；截至2019年底，全国发电装机容量20亿千瓦左右，同比增长6%；非化石能源发电装机容量合计8.4亿千瓦、占总装机容量比重上升至42%左右，其中，水电3.6亿千瓦、并网风电2.1亿千瓦、并网太阳能发电2.0亿千瓦、核电4900万千瓦、生物质发电2200万千瓦左右。

 

　　预计2019年底，全国发电装机容量可提前达到2020年20亿千瓦的规划目标，太阳能发电装机容量远超2020年1.1亿千瓦的规划目标，非化石能源发电装机比重也将超过2020年39%的规划目标。

 

　　（三）全国电力供需总体平衡，迎峰度夏期间部分地区偏紧

 

　　预计下半年全国电力供需总体平衡，部分地区电力供需偏紧，迎峰度夏高峰时段存在电力缺口。分区域看，华北、华中区域高峰时段电力供需紧张，部分省份在高峰时段需要采取错避峰措施；华东、南方区域电力供需总体平衡；东北、西北区域电力供应富余。预计全年火电设备利用小时略低于2018年的4378小时。

 

 

　　当前已进入迎峰度夏关键期，下半年重大活动保电任务较为繁重，要切实按照高质量发展要求，做好用电预测预警和用电服务，保证电力燃料供给，保障电力生产供应，缓解电力企业经营困难，满足实体经济和行业发展要求、以及人民美好生活用电需求。结合电力供需分析与预测，提出建议如下：

 

　　（一）密切跟踪宏观经济形势变化，助力实体经济发展

 

　　建议加强用电监测分析预警，落实好一般工商业降电价政策，做好电力服务与电能替代等工作，助力实体经济发展。

 

　　一是建立金年会相关部门与行业协会沟通协调机制，完善涉美出口企业清单，密切跟踪对美进出口企业用电及业扩数据变化，加强分行业、分地区用电分析预测，服务宏观经济决策和行业发展。

 

　　二是在落实2019年一般工商业平均电价再降10%要求基础上，持续清理规范转供电环节不合理加价，确保将降电价红利惠及终端用户，实现用电企业降本增效。

 

　　三是持续优化供电组织体系和业务流程，提高需求响应速度和服务质量，缩短企业“获得电力”时间，优化营商环境，服务实体经济发展。

 

　　四是加大燃煤自备电厂清洁替代、工业锅（窑）炉替代，聚焦工业生产、交通运输、乡村电气化等重点领域，加大替代推广力度；逐步提高电能占终端能源比重，推动能源结构绿色低碳转型。

 

　　（二）扎实做好电力供需平衡工作，确保电力安全稳定供应

 

　　建议根据电力供需趋紧形势，加快系统调峰能力建设,加强需求侧管理,进一步完善市场机制调动火电机组灵活性改造积极性。

 

　　一是尽快将具备投产条件的应急储备电源纳入投产计划，确保具备条件的电厂在迎峰度夏期间发挥作用。

 

　　二是推动煤炭优质产能释放，合理安排运力，对煤炭供应不足和运力受制约区域，在铁路运力配置上予以倾斜；加快进口煤通关速度，保障发电燃料稳定供应。

 

　　三是尽快研究出台容量电价，建立容量市场和辅助服务市场，进一步理顺煤电价格形成机制，调动火电灵活性改造运行积极性，提高电网顶峰发电能力。

 

　　四是加强需求侧管理，扩大峰谷电价执行范围，确定科学合理的峰谷分时电价比，按最大供需缺口制定落实有序用电措施，引导用户错峰用电，实现削峰填谷、移峰平谷，全力满足用电需求。

 

　　五是加快现有特高压输送通道的配套电源建设，合理布局保障性发电机组，缓解东中部地区的电力硬缺口。

 

　　六是加快抽水蓄能、燃气、储能等调峰电站建设，提升电力系统削峰填谷和平衡调节能力。

 

　　（三）高度重视电力企业经营困难，维护行业可持续发展能力

 

　　重视电网、煤电及新能源企业经营困难，高度关注近期火电厂破产清算问题，建议做好价格形成机制、电煤中长期合同价格及履约监管、新能源补贴发放等工作。

 

　　一是合理核定第二个监管周期输配电价水平，建立健全保障电网持续发展的输配电价机制，统筹解决电网投资建设、电价交叉补贴、东西部帮扶等问题，支撑电网健康可持续发展。

 

　　二是加强电煤中长期合同监管确保履约，完善价格条款，明确年度长协定价机制，严禁以月度长协、外购长协等捆绑年度长协变相涨价；保持进口煤政策连续性，引导市场合理预期，控制电煤价格在合理区间，缓解煤电企业经营困境。

 

　　三是尽快推进电煤中长协合同含税基准价调整及价格区间，协调煤炭生产企业相应调整电煤价格，推动降税红利有效传导至终端用户。

 

　　四是适度增加对火电企业的信贷支持力度，确保落实存量接续，避免火电企业亏损面持续扩大，形成破产清算潮。

 

　　五是按约定加快可再生能源补贴目录公布和补贴资金发放，尽快解决巨额拖欠问题，缓解企业经营和资金压力；开发针对风电、光伏等清洁能源项目的融资品种，将应收补贴款纳入流贷支持范围，解决全行业补贴资金缺口；实施促进可再生能源等清洁能源发展的绿色信贷政策。