上半年，全國電力生產運行平穩，電力供需總體平衡。全社會用電量平穩增長，第三產業和城鄉居民生活用電量較快增長、貢獻突出；電力延續綠色低碳發展態勢，非化石能源發電裝機比重繼續提高，非化石能源發電量快速增長；受電價進一步降低、燃料成本持續高位、可再生能源補貼嚴重滯后等因素影響，電力企業經營總體仍比較困難。預計下半年，電力消費將延續上半年的平穩增長態勢，全年全社會用電量同比增長5.5%左右；年底全國發電裝機容量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

　�。ㄒ唬┤�社會用電量平穩增長，第三產業和城鄉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：

　　一是第一產業用電量中速增長。上半年，第一產業用電量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。

　　二是第二產業及其制造業用電量穩定增長。上半年，第二產業用電量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%。第二產業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%。從制造業幾大類行業來看，高技術及裝備制造業[1]用電量同比增長3.5%；消費品制造業[2]用電量增長2.1%；四大高載能行業[3]用電量同比增長3.4%，其中，建材行業用電量增長6.1%，黑色行業用電量增長5.9%，化工行業用電量增長1.3%，有色行業用電量增長1.2%。

　　三是第三產業用電量繼續保持較快增長。上半年，第三產業用電量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、軟件和信息技術服務業用電繼續保持快速增長勢頭，同比增長13.6%；租賃和商務服務業、房地產業、批發和零售業用電量同比分別增長12.9%、11.9%、10.7%；交通運輸/倉儲和郵政業用電量同比增長8.6%。電能替代持續推廣催生第三產業用電增長新亮點，充換電服務業用電量增長129.0%，港口岸電用電量增長316.9%，城市公共交通運輸業用電量增長18.6%。

　　四是城鄉居民生活用電量繼續保持較快增長。上半年，城鄉居民生活用電量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%，中部和西部地區增速領先于東部和東北地區；各地區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。

　�。ǘ�）電力延續綠色低碳發展趨勢，非化石能源發電量快速增長

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

　　一是全國新增裝機規模同比減少。上半年，全國新增發電裝機容量4074萬千瓦、同比少投產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1417萬千瓦。新增非化石能源發電裝機容量2506萬千瓦，占新增發電裝機總容量的61.5%。新增煤電裝機984萬千瓦、同比少投產54萬千瓦。

　　二是非化石能源發電量快速增長。上半年，全國規模以上電廠水電發電量5138億千瓦時、同比增長11.8%，核電發電量1600億千瓦時、同比增長23.1%，全口徑并網風電、并網太陽能發電量分別為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電量快速增長等因素影響，全國規模以上火電廠發電量2.45萬億千瓦時、同比增長0.2%。

　　三是水電和太陽能發電設備利用小時同比提高。上半年，全國水電設備利用小時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；并網風電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；并網太陽能發電650小時、同比提高13小時。棄風棄光問題繼續改善，國家電網公司、南方電網公司經營區域內新能源利用率均超過95%。

　　四是110千伏及以下電網投資比重同比提高。上半年，全國基建新增220千伏及以上變電設備容量13238萬千伏安、同比少投產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6105千米。110千伏及以下電網投資占電網總投資的比重為64.3%，比上年同期提高8.2個百分點，配網建設及農網改造升級是當前電網投資建設重點。

　　五是跨區跨省送電量較快增長，清潔能源得到大范圍優化配置。上半年，全國跨區、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%。西北區域是外送電量最多的區域，上半年外送電量911億千瓦時，占全國跨區送電量的40.6%，外送電量比上年增長15.9%。

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

　�。ㄈ�）全國電力供需總體平衡，局部地區出現錯避峰

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

　　二、全國電力供需形勢預測

　　（一）下半年用電量延續平穩增長態勢，全年增長5.5%左右

　　綜合考慮國內外宏觀經濟形勢、電能替代、上年基數、環保安全檢查等因素，下半年電力消費仍將延續上半年的平穩增長態勢，預計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氣溫低于2018年同期，全年用電量實際增速可能會偏低于預測值。

　�。ǘ�）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%

　　預計2019年全國新增發電裝機容量1.1億千瓦左右；截至2019年底，全國發電裝機容量20億千瓦左右，同比增長6%；非化石能源發電裝機容量合計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、并網風電2.1億千瓦、并網太陽能發電2.0億千瓦、核電4900萬千瓦、生物質發電2200萬千瓦左右。

　　預計2019年底，全國發電裝機容量可提前達到2020年20億千瓦的規劃目標，太陽能發電裝機容量遠超2020年1.1億千瓦的規劃目標，非化石能源發電裝機比重也將超過2020年39%的規劃目標。

　�。ㄈ�）全國電力供需總體平衡，迎峰度夏期間部分地區偏緊

　　預計下半年全國電力供需總體平衡，部分地區電力供需偏緊，迎峰度夏高峰時段存在電力缺口。分區域看，華北、華中區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、南方區域電力供需總體平衡；東北、西北區域電力供應富余。預計全年火電設備利用小時略低于2018年的4378小時。

　　三、有關建議

　　當前已進入迎峰度夏關鍵期，下半年重大活動保電任務較為繁重，要切實按照高質量發展要求，做好用電預測預警和用電服務，保證電力燃料供給，保障電力生產供應，緩解電力企業經營困難，滿足實體經濟和行業發展要求、以及人民美好生活用電需求。結合電力供需分析與預測，提出建議如下：

　�。ㄒ唬┟芮懈�蹤宏觀經濟形勢變化，助力實體經濟發展

　　建議加強用電監測分析預警，落實好一般工商業降電價政策，做好電力服務與電能替代等工作，助力實體經濟發展。

　　一是建立政府相關部門與行業協會溝通協調機制，完善涉美出口企業清單，密切跟蹤對美進出口企業用電及業擴數據變化，加強分行業、分地區用電分析預測，服務宏觀經濟決策和行業發展。

　　二是在落實2019年一般工商業平均電價再降10%要求基礎上，持續清理規范轉供電環節不合理加價，確保將降電價紅利惠及終端用戶，實現用電企業降本增效。

　　三是持續優化供電組織體系和業務流程，提高需求響應速度和服務質量，縮短企業“獲得電力”時間，優化營商環境，服務實體經濟發展。

　　四是加大燃煤自備電廠清潔替代、工業鍋（窯）爐替代，聚焦工業生產、交通運輸、鄉村電氣化等重點領域，加大替代推廣力度；逐步提高電能占終端能源比重，推動能源結構綠色低碳轉型。

　�。ǘ�）扎實做好電力供需平衡工作，確保電力安全穩定供應

　　建議根據電力供需趨緊形勢，加快系統調峰能力建設，加強需求側管理，進一步完善市場機制調動火電機組靈活性改造積極性。

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

　　二是推動煤炭優質產能釋放，合理安排運力，對煤炭供應不足和運力受制約區域，在鐵路運力配置上予以傾斜；加快進口煤通關速度，保障發電燃料穩定供應。

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

　　四是加強需求側管理，擴大峰谷電價執行范圍，確定科學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，引導用戶錯峰用電，實現削峰填谷、移峰平谷，全力滿足用電需求。

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

　　六是加快抽水蓄能、燃氣、儲能等調峰電站建設，提升電力系統削峰填谷和平衡調節能力。

　�。ㄈ�）高度重視電力企業經營困難，維護行業可持續發展能力

　　重視電網、煤電及新能源企業經營困難，高度關注近期火電廠破產清算問題，建議做好價格形成機制、電煤中長期合同價格及履約監管、新能源補貼發放等工作。

　　一是合理核定第二個監管周期輸配電價水平，建立健全保障電網持續發展的輸配電價機制，統籌解決電網投資建設、電價交叉補貼、東西部幫扶等問題，支撐電網健康可持續發展。

　　二是加強電煤中長期合同監管確保履約，完善價格條款，明確年度長協定價機制，嚴禁以月度長協、外購長協等捆綁年度長協變相漲價；保持進口煤政策連續性，引導市場合理預期，控制電煤價格在合理區間，緩解煤電企業經營困境。

　　三是盡快推進電煤中長協合同含稅基準價調整及價格區間，協調煤炭生產企業相應調整電煤價格，推動降稅紅利有效傳導至終端用戶。

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

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