一、上半年全国电力供需状况

（一）全社会用电量快速增长，电力消费呈现新亮点

上半年，全国全社会用电量3．23万亿千瓦时、同比增长9．4％，增速同比提高3．1个百分点。其中，一、二季度分别增长9．8％和9．0％，增速连续8个季度保持在5．5％－10％的增长区间。

上半年，全社会用电量保持快速增长的主要原因：一是宏观经济为用电量增长提供了最主要支撑。今年以来宏观经济运行总体平稳、稳中向好，工业企业经济效益改善、生产平稳的发展态势支撑了电力消费增长，第二产业用电量同比增长7．6％。二是天气因素以及居民消费升级共同拉动影响。随着居民消费升级、电气化水平持续提高，天气因素对用电负荷和用电量的影响更加明显，今年初的寒潮和入夏以来的高温天气带动用电量快速增长，城乡居民生活用电量同比增长13．2％。以广东为例，该省由于年初寒潮及5月份高温天气因素，拉高该省上半年全社会用电量约94亿千瓦时、拉高该省用电量增速约3．5个百分点。三是服务业保持较快增长。服务业新产业、新业态、新模式蓬勃发展，新动能加快成长，以及国内消费保持平稳较快增长，共同拉动服务业用电保持快速增长势头，第三产业用电量同比增长14．7％，其中信息传输／软件和信息技术服务业用电量同比增长25．5％。四是电能替代持续推广。根据《2018年能源工作指导意见》，今年在燃煤锅炉、窑炉、港口岸电等重点替代领域，实施一批电能替代工程，全年计划完成替代电量1000亿千瓦时，目前时间过半，任务也已过半。

电力消费主要特点有：

一是制造业用电量平稳较快增长。制造业用电量1．66万亿千瓦时、同比增长7．3％。从几大类行业来看，高技术及装备制造业类行业用电量快速增长，其中，汽车制造业、计算机／通信和其他电子设备制造业、通用设备制造业、金属制品业、电气机械和器材制造业、医药制造业6个行业用电量增速均超过9％。消费品制造业类行业用电量快速增长，其中，农副食品加工业、文教／工美／体育和娱乐用品制造业、皮革／毛皮／羽毛及其制品和制鞋业、酒／饮料及精制茶制造业、家具制造业、纺织服装／服饰业、木材加工和木／竹／藤／棕／草制品业7个行业用电量增速均超过9％。传统高载能类行业增速总体回落，四大高载能行业［1］合计用电量增长5．1％，低于制造业平均水平，增速同比回落3．3个百分点。其中，有色金属冶炼和压延加工业、化学原料和化学制品制造业用电量分别增长1．0％和2．7％，而在上年低基数以及今年以来粗钢生产增速上升等拉动下，黑色金属冶炼和压延加工业用电量同比增长11．4％。

二是用电量结构延续优化调整趋势。根据三次产业最新划分标准［2］，第一、二、三产和城乡居民生活用电量比重分别为1．0％、69．2％、15．7％和14．1％。比重与上年同期比较［3］，第一产业比重持平；第二产业比重降低1．2个百分点，其中四大高载能行业比重同比降低1．2个百分点；第三产业和城乡居民生活用电量比重分别提高0．7和0．5个百分点。

三是用电量增长动力持续转换。第一、二、三产和城乡居民生活用电量对全社会用电增长的贡献率分别为1．1％、56．5％、23．4％和19．0％。第二产业贡献率同比降低11．9个百分点，其中，四大高载能行业贡献率同比降低13．7个百分点，降幅超过第二产业，主要通过高技术和装备制造业贡献率提高来弥补；第三产业和城乡居民生活用电量的贡献率分别超过其所占用电比重7．7和4．9个百分点。拉动电力消费增长的动力延续从传统高载能行业向服务业、居民消费、高技术和装备制造业等转换的趋势。

四是用电量增速西高东低。全国31个省份用电量均实现正增长，分区域看，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长7．7％、10．4％、11．9％和9．6％；分别拉动全国全社会用电量增长3．7、1．9、3．2和0．6个百分点，东部地区用电量增速虽低于其他地区，但由于其所占比重较高，拉动率居各地区首位。

（二）电力清洁低碳发展趋势明显，高质量发展成效显现

截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量17．3亿千瓦、同比增长6．2％，增速同比回落0．7个百分点。其中，水电3．0亿千瓦、火电11．1亿千瓦、核电3694万千瓦、并网风电1．7亿千瓦。

电力供应主要特点有：

一是发电结构绿色化转型持续推进，非化石能源发电新增装机比重创新高。在国家推进供给侧结构性改革、推动化解煤电过剩产能等背景下，电源结构继续优化。全国新增发电装机容量5211万千瓦，同比增加160万千瓦。其中，非化石能源发电新增装机3827万千瓦、占新增总装机的73．5％，为历年新高；其中太阳能发电新增装机2581万千瓦，约占总新增装机的一半，东、中部地区太阳能发电新增装机占全国比重为73．8％。新增煤电装机998万千瓦，同比减少10．3％。

二是水电发电量低速增长，太阳能发电等新能源发电量快速增长。全国规模以上发电量同比增长8．3％。其中，受水电装机容量低速增长以及部分流域来水偏枯等影响，规模以上水电发电量同比增长2．9％；火电发电量在电力消费快速增长、水电发电量低速增长等因素影响下，同比增长8．0％。并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为817、1917、1300亿千瓦时，同比分别增长63．2％、28．6％、13．1％。

三是风电、太阳能发电等设备利用小时同比提高，不合理弃风弃光问题继续得到改善。全国发电设备利用小时为1858小时、同比提高68小时。其中，水电设备利用小时1505小时、同比降低9小时；火电设备利用小时2126小时、同比提高116小时；太阳能发电、风电、核电设备利用小时分别为637、1143、3548小时，同比分别提高7、159、141小时。在各级政府和电力企业等多方共同努力下，弃风弃光弃水问题继续得到改善，今年国家电网公司和南方电网公司分别制定了促进清洁能源消纳的22项和24项工作措施，在加快电网建设、合理安排调度、加大市场交易、加强全网消纳、推动技术创新等多方面推进清洁能源消纳，效果明显。如，国家电网公司经营区域内，东北、西北地区风电设备利用小时同比分别提高198、170小时，西北地区太阳能发电设备利用小时同比提高76小时；南方电网公司经营区域内上半年清洁能源发电基本全额消纳。

四是跨区和跨省送电量快速增长，清洁能源持续大范围优化配置。电网企业全力服务脱贫攻坚，持续加强农网及配网建设投资，有效改善农业和农村服务业等生产用电条件，全国110千伏及以下电网投资比重继续过半。全国基建新增220千伏及以上变电设备容量14981万千伏安，新增220千伏及以上输电线路长度22396千米，新增±800千伏换流容量500万千瓦。在近两年多条特高压工程陆续投产的拉动下，全国分别完成跨区、跨省送电量2001和5736亿千瓦时，同比分别增长20．3％和19．4％，增速同比分别提高19．5和11．4个百分点，助力清洁能源实现大范围优化配置。

五是电力燃料供应偏紧，煤电企业经营形势仍然较为严峻。上半年，电煤以及天然气供应均存在地区性时段性偏紧情况，少数地区供需矛盾较为突出。电煤价格总体处于高位波动态势，根据中国沿海电煤采购价格指数——CECI沿海指数显示，反映电煤采购综合成本的CECI5500大卡综合价上半年波动区间为571－635元／吨，各期价格都超过了《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》中规定的绿色区间上限，国内煤价持续高位也导致对标国内煤价的进口煤价格快速上涨，明显提高了国内企业采购成本。根据国家统计局数据，当前全国火电行业资产利润率仅0．3％，火电企业亏损面仍接近一半，部分大型发电集团煤电和供热板块持续亏损。

中国电煤采购价格指数（CECI）周价格图

（三）全国电力供需总体宽松，少数地区出现错峰限电

上半年，全国电力供需总体宽松，但宽松程度比前两年明显收窄。分区域看，东北和西北区域电力供应能力富余，华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡；其中，华中区域在1月份受低温寒潮因素影响，多个省级电网采取了有序用电措施，南方区域部分省份存在局部性、阶段性电力供应短缺。

二、全国电力供需形势预测

（一）全社会用电量延续平稳较快增长，全年增速超过2017年

根据气象部门预测，今年夏季全国大部气温偏高，部分地区将出现持续大范围高温天气。综合考虑宏观经济、气温、电能替代、上年同期高基数、国际贸易环境、蓝天保卫战和环保安全检查等因素，预计2018年下半年用电量增速将比上半年有所回落，预计全年全社会用电量增速好于年初预期，超过2017年增长水平。

（二）预计全年新增装机1．2亿千瓦，年底装机容量达到19亿千瓦

预计全年全国新增发电装机容量1．2亿千瓦，其中，预计非化石能源发电新增装机7300万千瓦左右，煤电新增装机略低于4000万千瓦。年底发电装机容量达到19．0亿千瓦左右，其中，煤电装机容量10．2亿千瓦，非化石能源发电装机容量合计达到7．6亿千瓦，比重进一步提高至40％，比2017年底提高1．5个百分点左右。预计电煤供需形势地区性季节性偏紧，东北地区以及沿海、沿江部分以进口煤为主的电厂高峰期电煤供需形势可能较为严峻。