一、上半年全國電力供需狀況

（一）全社會用電量快速增長，電力消費呈現(xiàn)新亮點

上半年，全國全社會用電量3．23萬億千瓦時、同比增長9．4％，增速同比提高3．1個百分點。其中，一、二季度分別增長9．8％和9．0％，增速連續(xù)8個季度保持在5．5％－10％的增長區(qū)間。

上半年，全社會用電量保持快速增長的主要原因：一是宏觀經(jīng)濟為用電量增長提供了最主要支撐。今年以來宏觀經(jīng)濟運行總體平穩(wěn)、穩(wěn)中向好，工業(yè)企業(yè)經(jīng)濟效益改善、生產(chǎn)平穩(wěn)的發(fā)展態(tài)勢支撐了電力消費增長，第二產(chǎn)業(yè)用電量同比增長7．6％。二是天氣因素以及居民消費升級共同拉動影響。隨著居民消費升級、電氣化水平持續(xù)提高，天氣因素對用電負荷和用電量的影響更加明顯，今年初的寒潮和入夏以來的高溫天氣帶動用電量快速增長，城鄉(xiāng)居民生活用電量同比增長13．2％。以廣東為例，該省由于年初寒潮及5月份高溫天氣因素，拉高該省上半年全社會用電量約94億千瓦時、拉高該省用電量增速約3．5個百分點。三是服務業(yè)保持較快增長。服務業(yè)新產(chǎn)業(yè)、新業(yè)態(tài)、新模式蓬勃發(fā)展，新動能加快成長，以及國內(nèi)消費保持平穩(wěn)較快增長，共同拉動服務業(yè)用電保持快速增長勢頭，第三產(chǎn)業(yè)用電量同比增長14．7％，其中信息傳輸／軟件和信息技術服務業(yè)用電量同比增長25．5％。四是電能替代持續(xù)推廣。根據(jù)《2018年能源工作指導意見》，今年在燃煤鍋爐、窯爐、港口岸電等重點替代領域，實施一批電能替代工程，全年計劃完成替代電量1000億千瓦時，目前時間過半，任務也已過半。

電力消費主要特點有：

一是制造業(yè)用電量平穩(wěn)較快增長。制造業(yè)用電量1．66萬億千瓦時、同比增長7．3％。從幾大類行業(yè)來看，高技術及裝備制造業(yè)類行業(yè)用電量快速增長，其中，汽車制造業(yè)、計算機／通信和其他電子設備制造業(yè)、通用設備制造業(yè)、金屬制品業(yè)、電氣機械和器材制造業(yè)、醫(yī)藥制造業(yè)6個行業(yè)用電量增速均超過9％。消費品制造業(yè)類行業(yè)用電量快速增長，其中，農(nóng)副食品加工業(yè)、文教／工美／體育和娛樂用品制造業(yè)、皮革／毛皮／羽毛及其制品和制鞋業(yè)、酒／飲料及精制茶制造業(yè)、家具制造業(yè)、紡織服裝／服飾業(yè)、木材加工和木／竹／藤／棕／草制品業(yè)7個行業(yè)用電量增速均超過9％。傳統(tǒng)高載能類行業(yè)增速總體回落，四大高載能行業(yè)［1］合計用電量增長5．1％，低于制造業(yè)平均水平，增速同比回落3．3個百分點。其中，有色金屬冶煉和壓延加工業(yè)、化學原料和化學制品制造業(yè)用電量分別增長1．0％和2．7％，而在上年低基數(shù)以及今年以來粗鋼生產(chǎn)增速上升等拉動下，黑色金屬冶煉和壓延加工業(yè)用電量同比增長11．4％。

二是用電量結構延續(xù)優(yōu)化調整趨勢。根據(jù)三次產(chǎn)業(yè)最新劃分標準［2］，第一、二、三產(chǎn)和城鄉(xiāng)居民生活用電量比重分別為1．0％、69．2％、15．7％和14．1％。比重與上年同期比較［3］，第一產(chǎn)業(yè)比重持平；第二產(chǎn)業(yè)比重降低1．2個百分點，其中四大高載能行業(yè)比重同比降低1．2個百分點；第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量比重分別提高0．7和0．5個百分點。

三是用電量增長動力持續(xù)轉換。第一、二、三產(chǎn)和城鄉(xiāng)居民生活用電量對全社會用電增長的貢獻率分別為1．1％、56．5％、23．4％和19．0％。第二產(chǎn)業(yè)貢獻率同比降低11．9個百分點，其中，四大高載能行業(yè)貢獻率同比降低13．7個百分點，降幅超過第二產(chǎn)業(yè)，主要通過高技術和裝備制造業(yè)貢獻率提高來彌補；第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量的貢獻率分別超過其所占用電比重7．7和4．9個百分點。拉動電力消費增長的動力延續(xù)從傳統(tǒng)高載能行業(yè)向服務業(yè)、居民消費、高技術和裝備制造業(yè)等轉換的趨勢。

四是用電量增速西高東低。全國31個省份用電量均實現(xiàn)正增長，分區(qū)域看，東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量同比分別增長7．7％、10．4％、11．9％和9．6％；分別拉動全國全社會用電量增長3．7、1．9、3．2和0．6個百分點，東部地區(qū)用電量增速雖低于其他地區(qū)，但由于其所占比重較高，拉動率居各地區(qū)首位。

（二）電力清潔低碳發(fā)展趨勢明顯，高質量發(fā)展成效顯現(xiàn)

截至6月底，全國6000千瓦及以上電廠發(fā)電裝機容量17．3億千瓦、同比增長6．2％，增速同比回落0．7個百分點。其中，水電3．0億千瓦、火電11．1億千瓦、核電3694萬千瓦、并網(wǎng)風電1．7億千瓦。

電力供應主要特點有：

一是發(fā)電結構綠色化轉型持續(xù)推進，非化石能源發(fā)電新增裝機比重創(chuàng)新高。在國家推進供給側結構性改革、推動化解煤電過剩產(chǎn)能等背景下，電源結構繼續(xù)優(yōu)化。全國新增發(fā)電裝機容量5211萬千瓦，同比增加160萬千瓦。其中，非化石能源發(fā)電新增裝機3827萬千瓦、占新增總裝機的73．5％，為歷年新高；其中太陽能發(fā)電新增裝機2581萬千瓦，約占總新增裝機的一半，東、中部地區(qū)太陽能發(fā)電新增裝機占全國比重為73．8％。新增煤電裝機998萬千瓦，同比減少10．3％。

二是水電發(fā)電量低速增長，太陽能發(fā)電等新能源發(fā)電量快速增長。全國規(guī)模以上發(fā)電量同比增長8．3％。其中，受水電裝機容量低速增長以及部分流域來水偏枯等影響，規(guī)模以上水電發(fā)電量同比增長2．9％；火電發(fā)電量在電力消費快速增長、水電發(fā)電量低速增長等因素影響下，同比增長8．0％。并網(wǎng)太陽能發(fā)電、風電、核電發(fā)電量分別為817、1917、1300億千瓦時，同比分別增長63．2％、28．6％、13．1％。

三是風電、太陽能發(fā)電等設備利用小時同比提高，不合理棄風棄光問題繼續(xù)得到改善。全國發(fā)電設備利用小時為1858小時、同比提高68小時。其中，水電設備利用小時1505小時、同比降低9小時；火電設備利用小時2126小時、同比提高116小時；太陽能發(fā)電、風電、核電設備利用小時分別為637、1143、3548小時，同比分別提高7、159、141小時。在各級政府和電力企業(yè)等多方共同努力下，棄風棄光棄水問題繼續(xù)得到改善，今年國家電網(wǎng)公司和南方電網(wǎng)公司分別制定了促進清潔能源消納的22項和24項工作措施，在加快電網(wǎng)建設、合理安排調度、加大市場交易、加強全網(wǎng)消納、推動技術創(chuàng)新等多方面推進清潔能源消納，效果明顯。如，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域內(nèi)，東北、西北地區(qū)風電設備利用小時同比分別提高198、170小時，西北地區(qū)太陽能發(fā)電設備利用小時同比提高76小時；南方電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域內(nèi)上半年清潔能源發(fā)電基本全額消納。

四是跨區(qū)和跨省送電量快速增長，清潔能源持續(xù)大范圍優(yōu)化配置。電網(wǎng)企業(yè)全力服務脫貧攻堅，持續(xù)加強農(nóng)網(wǎng)及配網(wǎng)建設投資，有效改善農(nóng)業(yè)和農(nóng)村服務業(yè)等生產(chǎn)用電條件，全國110千伏及以下電網(wǎng)投資比重繼續(xù)過半。全國基建新增220千伏及以上變電設備容量14981萬千伏安，新增220千伏及以上輸電線路長度22396千米，新增±800千伏換流容量500萬千瓦。在近兩年多條特高壓工程陸續(xù)投產(chǎn)的拉動下，全國分別完成跨區(qū)、跨省送電量2001和5736億千瓦時，同比分別增長20．3％和19．4％，增速同比分別提高19．5和11．4個百分點，助力清潔能源實現(xiàn)大范圍優(yōu)化配置。

五是電力燃料供應偏緊，煤電企業(yè)經(jīng)營形勢仍然較為嚴峻。上半年，電煤以及天然氣供應均存在地區(qū)性時段性偏緊情況，少數(shù)地區(qū)供需矛盾較為突出。電煤價格總體處于高位波動態(tài)勢，根據(jù)中國沿海電煤采購價格指數(shù)——CECI沿海指數(shù)顯示，反映電煤采購綜合成本的CECI5500大卡綜合價上半年波動區(qū)間為571－635元／噸，各期價格都超過了《關于平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄》中規(guī)定的綠色區(qū)間上限，國內(nèi)煤價持續(xù)高位也導致對標國內(nèi)煤價的進口煤價格快速上漲，明顯提高了國內(nèi)企業(yè)采購成本。根據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)，當前全國火電行業(yè)資產(chǎn)利潤率僅0．3％，火電企業(yè)虧損面仍接近一半，部分大型發(fā)電集團煤電和供熱板塊持續(xù)虧損。

中國電煤采購價格指數(shù)（CECI）周價格圖

（三）全國電力供需總體寬松，少數(shù)地區(qū)出現(xiàn)錯峰限電

上半年，全國電力供需總體寬松，但寬松程度比前兩年明顯收窄。分區(qū)域看，東北和西北區(qū)域電力供應能力富余，華北、華東、華中、南方區(qū)域電力供需總體平衡；其中，華中區(qū)域在1月份受低溫寒潮因素影響，多個省級電網(wǎng)采取了有序用電措施，南方區(qū)域部分省份存在局部性、階段性電力供應短缺。

二、全國電力供需形勢預測

（一）全社會用電量延續(xù)平穩(wěn)較快增長，全年增速超過2017年

根據(jù)氣象部門預測，今年夏季全國大部氣溫偏高，部分地區(qū)將出現(xiàn)持續(xù)大范圍高溫天氣。綜合考慮宏觀經(jīng)濟、氣溫、電能替代、上年同期高基數(shù)、國際貿(mào)易環(huán)境、藍天保衛(wèi)戰(zhàn)和環(huán)保安全檢查等因素，預計2018年下半年用電量增速將比上半年有所回落，預計全年全社會用電量增速好于年初預期，超過2017年增長水平。

（二）預計全年新增裝機1．2億千瓦，年底裝機容量達到19億千瓦

預計全年全國新增發(fā)電裝機容量1．2億千瓦，其中，預計非化石能源發(fā)電新增裝機7300萬千瓦左右，煤電新增裝機略低于4000萬千瓦。年底發(fā)電裝機容量達到19．0億千瓦左右，其中，煤電裝機容量10．2億千瓦，非化石能源發(fā)電裝機容量合計達到7．6億千瓦，比重進一步提高至40％，比2017年底提高1．5個百分點左右。預計電煤供需形勢地區(qū)性季節(jié)性偏緊，東北地區(qū)以及沿海、沿江部分以進口煤為主的電廠高峰期電煤供需形勢可能較為嚴峻。

（三）全國電力供需總體平衡，部分地區(qū)迎峰度夏高峰時段電力供需偏緊

受新能源比重持續(xù)上升導致部分時段電力系統(tǒng)調峰能力不足、第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電比重持續(xù)提高帶動系統(tǒng)峰谷差持續(xù)增大、電煤地區(qū)性季節(jié)性偏緊等多重因素疊加影響，預計全國電力供需總體平衡、部分地區(qū)在迎峰度夏高峰時段電力供需偏緊。

分區(qū)域看，預計華北區(qū)域電力供應緊張，河北南部電網(wǎng)、京津唐和山東電網(wǎng)在迎峰度夏用電高峰期電力供應緊張；華東、華中、南方區(qū)域部分省份電力供需偏緊，主要是江蘇、浙江、安徽、湖北、湖南、江西、廣東等省份在迎峰度夏高峰時段電力供需偏緊；東北、西北區(qū)域預計電力供應能力富余。預計全年全國發(fā)電設備利用小時3770小時左右，其中，火電設備利用小時4300小時左右。

三、有關建議

下半年，全面貫徹落實黨的十九大精神持續(xù)深入推進。時間過半，電力行業(yè)認真貫徹落實中央經(jīng)濟工作會議和全國“兩會”精神任務異常繁重。需切實按照高質量發(fā)展要求，做好迎峰度夏電力保障工作，強化發(fā)電燃料供應，緩解電力企業(yè)經(jīng)營困境，加快光伏產(chǎn)業(yè)轉型升級，修訂“十三五”電力發(fā)展規(guī)劃，以推進供給側結構性改革為主線，穩(wěn)步做好新時代電力工作，更好地滿足人民美好生活用電需求。

（一）落實迎峰度夏工作方案及預案，切實確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行

一是落實相關方案和預案。相關地方及企業(yè)應嚴格貫徹落實國家發(fā)展改革委《關于做好2018年迎峰度夏期間煤電油氣運保障工作的通知》（發(fā)改運行〔2018〕855號），統(tǒng)籌做好煤電油氣運保障工作。各地區(qū)要在科學研判本地迎峰度夏期間供需形勢的基礎上，有效銜接好優(yōu)先發(fā)購電、電力市場化交易、跨省區(qū)送受電等各項工作，千方百計提高高峰時段發(fā)電供電能力。

二是做好電力穩(wěn)發(fā)穩(wěn)供。電網(wǎng)企業(yè)要科學安排電力系統(tǒng)運行方式，加強電力跨省跨區(qū)余缺互濟，優(yōu)化抽水蓄能等調峰電站運行管理；發(fā)電企業(yè)要認真分析供需形勢，周密制定燃料采購、運力銜接和儲備計劃，并根據(jù)燃料實際消耗情況動態(tài)調整優(yōu)化，確保發(fā)電燃料需要；加強設備運行維護和管理，確保機組穩(wěn)發(fā)穩(wěn)供。

三是加強電力系統(tǒng)運行特性分析和監(jiān)測。當前經(jīng)濟結構調整帶來用電負荷峰谷差加大、新能源比重持續(xù)上升導致電力系統(tǒng)調峰能力不足，電力系統(tǒng)形態(tài)及特征發(fā)生重大變化，系統(tǒng)運行的不確定性大大增加，電網(wǎng)企業(yè)要加強電力系統(tǒng)運行特性分析，并結合用電負荷特性變化，研究運行方案，確保電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟運行；相關部門及地方政府需高度關注云南、貴州等水電大省的火電機組生存和安全運行問題，確保煤電作為備用電源對電力系統(tǒng)的支撐作用。

（二）強化迎峰度夏度冬期間電煤和天然氣供應，切實確保發(fā)電燃料可靠供應

一是千方百計增加電煤供應，確保供電供熱用煤安全。晉陜蒙等重點產(chǎn)煤地區(qū)要認真落實增產(chǎn)增供備忘錄，加快釋放優(yōu)質產(chǎn)能，增加有效資源供給確保國內(nèi)電煤供需平衡；有關部門繼續(xù)加強環(huán)保、安監(jiān)、土地、海關等方面協(xié)調力度，避免一刀切，加大優(yōu)質高效礦井的產(chǎn)能釋放和產(chǎn)能置換等相關工作；加強蒙東地區(qū)相關煤礦手續(xù)完善的協(xié)調工作，盡快釋放產(chǎn)能，解決東北備冬儲煤和迎峰度冬時期電煤供應缺口問題，確保東北地區(qū)冬季供電供熱用煤。

二是進一步完善中長期合同機制，提高地方煤企和中小煤企中長期合同簽訂比例，并加強監(jiān)管確保履約到位。繼續(xù)發(fā)揮中長期合同對電煤價格的穩(wěn)定器作用，進一步規(guī)范中長期合同定價機制，并完善中長期合同監(jiān)督考核機制，實現(xiàn)監(jiān)管全過程覆蓋。針對部分地方煤企和中小煤企中長期合同簽訂比例偏低的問題，對問題突出的合同有針對性的開展雙方或多方核查，對重點問題落實監(jiān)督考核問責機制，提高合同履約比率。

三是完善進口煤政策。進口煤作為我國電煤供應的有力補充，尤其在當前電煤供需存在一定缺口的形勢下，對于全國尤其是沿海地區(qū)電煤市場供需平衡、穩(wěn)定市場價格及預期，具有舉足輕重的作用。建議保持進口煤政策的穩(wěn)定性和連續(xù)性，充分發(fā)揮優(yōu)質進口煤的補充供應作用，并對發(fā)電企業(yè)的直接進口煤炭加快通關速度；加強進口煤政策統(tǒng)籌性，避免因總量控制導致后續(xù)備冬儲煤及迎峰度冬期間電煤供應緊張，以及價格劇烈波動。

四是加強重點區(qū)域電煤供應和運力保障，并出臺措施建立電煤儲備基地。對京津冀、東北、湖北、湖南、江西、貴州等產(chǎn)能減少區(qū)域和運力制約區(qū)域，在鐵路運力配置上予以傾斜，加強對中長期合同履行的運力保障；國家層面出臺相關措施，設立專項資金，在重點地區(qū)建立國家電煤戰(zhàn)略儲備基地，支持地方政府建設煤炭儲存中轉基地，以保證迎峰度夏、度冬等關鍵時段的電煤安全穩(wěn)定供應，緩解煤炭生產(chǎn)與電煤消耗季節(jié)性波動及運力受限等矛盾制約。

五是密切關注天然氣供應情況。上年冬季以來，天然氣供應緊張，當前用氣淡季仍存在浙江、江蘇等部分地區(qū)發(fā)電用氣緊張的情況。為避免反復出現(xiàn)取暖及發(fā)電用氣短缺，建議加強燃氣供應，尤其針對京津滬浙等燃氣發(fā)電占比較高的地區(qū)，加快儲氣基礎設施建設，強化燃氣資源組織協(xié)調，千方百計確保用氣安全。

（三）降低電力企業(yè)經(jīng)營成本，切實緩解電力企業(yè)經(jīng)營困境

一是多措并舉將煤價穩(wěn)定在綠色區(qū)間，切實緩解煤電企業(yè)虧損困境。進一步規(guī)范定價機制，杜絕中長期合同名目繁多、定價不規(guī)范、變相漲價搭售等不規(guī)范行為；進一步規(guī)范鐵路、港口等各環(huán)節(jié)收費，有效降低電煤物流成本；加大對煤炭市場價格的有效監(jiān)管和合理引導，打擊囤積居奇、炒作行為。千方百計將電煤綜合價格穩(wěn)定在國家確定的綠色區(qū)間，有效緩解煤電企業(yè)的經(jīng)營困局，增強煤電企業(yè)保供能力和可持續(xù)發(fā)展能力。

二是拓寬渠道，完善機制，盡快解決陳欠可再生能源補貼兌現(xiàn)。通過加快出臺綠證相關管理細則、推動綠證制度落地實施等措施，拓寬可再生能源補貼資金來源，確保補貼按時到位，切實解決可再生能源企業(yè)有利潤、無現(xiàn)金流的困境，緩解企業(yè)經(jīng)營壓力，維護企業(yè)資金鏈安全。

三是繼續(xù)給予水電行業(yè)增值稅優(yōu)惠政策，切實降低企業(yè)經(jīng)營成本。財政部、國家稅務總局發(fā)布的《關于大型水電企業(yè)增值稅政策的通知》（財稅〔2014〕10號）文件已于2017年底到期，針對當前大型水電企業(yè)增值稅實際稅負達16％以上，遠高于工業(yè)企業(yè)及行業(yè)平均稅負水平的情況，建議延續(xù)水電行業(yè)增值稅優(yōu)惠政策并擴大受益范圍，將移民投資、利息支出納入抵扣范圍，有效落實國家供給側結構性改革“降成本”，促進水電行業(yè)健康發(fā)展。

（四）加快推動光伏產(chǎn)業(yè)轉型升級，切實提升能源發(fā)展質量效益

一是加強相關政策措施的研究和落實，進一步推動光伏產(chǎn)業(yè)健康有序發(fā)展。為促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展，國家相關部門出臺《關于2018年光伏發(fā)電有關事項的通知》（發(fā)改能源〔2018〕823號），對光伏行業(yè)補貼政策及規(guī)模指標進行了明確把控。建議加強政策編制發(fā)布、緩沖設計及效果預判的分析，確保產(chǎn)業(yè)政策的連續(xù)性、透明性，合理引導光伏企業(yè)有序發(fā)展，避免政策波動導致的項目投產(chǎn)扎堆和資源浪費；各地方政府要積極落實國家支持光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的各項政策，切實幫助企業(yè)降低非技術成本，優(yōu)化營商環(huán)境；加快能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃中期評估和滾動修編，對明顯超過規(guī)劃進度的光伏發(fā)電裝機等目標進行合理調整；加快推進光伏產(chǎn)業(yè)領域相關標準的制定，完善光伏產(chǎn)業(yè)準入制度，推動企業(yè)技術升級；加快推進可再生能源配額制度的落地，進一步促進光伏的消納。

二是合理把握發(fā)展節(jié)奏，通過技術創(chuàng)新引領光伏產(chǎn)業(yè)升級。根據(jù)“十三五”規(guī)劃的中期評估情況，光伏企業(yè)應適當控制發(fā)展節(jié)奏，避免低效或無效投資；圍繞促進產(chǎn)業(yè)技術進步和技術降本，光伏企業(yè)應不斷加大研發(fā)投入，避免技術和產(chǎn)品同質化，打造核心競爭力，通過推動技術進步實現(xiàn)企業(yè)可持續(xù)發(fā)展；探索光伏發(fā)電與智能化、信息化技術及儲能技術的深度融合方式，推動光伏的多樣化發(fā)展；通過積極發(fā)展“光伏扶貧”，實現(xiàn)扶貧、環(huán)保和光伏產(chǎn)業(yè)的多方共贏。

三是堅持市場引領，加快完善光伏發(fā)電市場機制，有序推進光伏發(fā)電市場化交易。貫徹落實清潔能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展要求，加快培育光伏發(fā)電的市場競爭力，加速平價上網(wǎng)。積極探索多樣化的商業(yè)模式創(chuàng)新，提升光伏發(fā)電的經(jīng)濟性，抓住補貼逐步退坡窗口期，打造自我造血功能，加速由補貼驅動向市場驅動的轉型；拓展終端用戶市場應用，提供多樣化、高品質產(chǎn)品和服務，創(chuàng)造企業(yè)新的利潤增長點。