中国电力企业联合会26日公布《2019年上半年全国电力供需形势分析预测报告》(以下全称《报告》)。《报告》认为，上半年，全国电力生产运营稳定，电力供需总体均衡，局部地区经常出现拢避峰。预计下半年，电力消费将沿袭上半年的稳定快速增长态势，全年全社会用电量同比快速增长5.5%左右，迎峰度夏期间部分地区电力供需偏紧、高峰时段不存在电力缺口。上半年第三产业和城乡居民生活用电量较慢快速增长上半年，全国全社会用电量3.40万亿千瓦时、同比快速增长5.0%，一、二季度分别快速增长5.5%、4.5%。

第一产业用电量中速快速增长。上半年，第一产业用电量345亿千瓦时、同比快速增长5.0%，增速比上年同期减少5.3个百分点;占到全社会用电量比重为1.0%、与上年同期持平。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、同比快速增长3.1%，增速比上年同期减少4.5个百分点，一、二季度分别快速增长3.0%、3.1%。第二产业用电量快速增长对全社会用电量快速增长的贡献率为42.6%，比上年同期减少13.9个百分点;占到全社会用电量的比重为68.0%，比上年同期减少1.3个百分点。制造业用电量1.72万亿千瓦时、同比快速增长3.4%，一、二季度同比快速增长皆为3.4%。

从制造业几大类行业来看，高技术及装备制造业[1]用电量同比快速增长3.5%;消费品制造业[2]用电量快速增长2.1%;四大高载能行业[3]用电量同比快速增长3.4%，其中，建材行业用电量快速增长6.1%，黑色行业用电量快速增长5.9%，化工行业用电量快速增长1.3%，有色行业用电量快速增长1.2%。第三产业用电量之后维持较慢快速增长。上半年，第三产业用电量5552亿千瓦时、同比快速增长9.4%，一、二季度分别快速增长10.1%、8.6%;对全社会用电量快速增长的贡献率为29.5%，比上年同期提升6.1个百分点;占到全社会用电量比重为16.3%、比上年同期提升0.7个百分点。

其中，信息传输、软件和信息技术服务业用电之后维持较慢增长势头，同比快速增长13.6%;出租和商务服务业、房地产业、杂货和零售业用电量同比分别快速增长12.9%、11.9%、10.7%;交通运输/仓储和邮政业用电量同比快速增长8.6%。电能替代持续推展促成第三产业用电快速增长新亮点，充换电服务业用电量快速增长129.0%，港口岸电用电量快速增长316.9%，城市公共交通运输业用电量快速增长18.6%。

城乡居民生活用电量之后维持较慢快速增长。上半年，城乡居民生活用电量4993亿千瓦时、同比快速增长9.6%，一、二季度分别快速增长11.0%、7.7%;对全社会用电量快速增长的贡献率为27.0%，比上年同期提升7.9个百分点;占到全社会用电量比重为14.7%、比上年同期提升0.6个百分点。绝大部分省份用电量皆为于是以快速增长。

上半年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别快速增长3.3%、6.4%、7.3%和3.5%，中部和西部地区增长速度领先于东部和东北地区;各地区用电量占到全国用电量的比重分别为47.0%、19.1%、27.9%和6.0%，用电量快速增长对全社会用电量快速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)用电量同比上升，降幅分别为2.8%、0.7%、0.1%;28个省份用电量于是以快速增长，14个用电量增长速度多达全国平均值快速增长水平的省份中，除海南、河北外，其余皆归属于中、西部省份。上半年，全国电力供需总体均衡，局部地区经常出现拢避峰。

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均衡，江西、湖北、海南等省份部分时段经常出现拢避峰。上半年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、同比快速增长6.1%，其中非化石能源发电装机容量占到比41.2%、同比提升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，同比快速增长3.3%;全国发电设备利用小时1834小时，同比上升24小时。全国追加装机规模同比增加。上半年，全国追加发电装机容量4074万千瓦、同比较少投产1194万千瓦，主要是追加太阳能装机容量1164万千瓦、同比较少投产1417万千瓦。

追加非化石能源发电装机容量2506万千瓦，占到追加发电装机总容量的61.5%。追加煤电装机984万千瓦、同比较少投产54万千瓦。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、同比快速增长11.8%，核电发电量1600亿千瓦时、同比快速增长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，同比分别快速增长11.5%、29.1%。不受用电市场需求快速增长上升、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、同比快速增长0.2%。水电和太阳能发电设备利用小时同比提升。

上半年，全国水电设备利用小时1674小时、同比提升169小时;火电2066小时、同比上升60小时，其中，煤电2127小时、同比上升57小时，气电1212小时、同比上升121小时;核电3429小时、同比上升118小时;并网风电1133小时、同比上升10小时，为2013年以来的第二高水平，仅有高于2018年同期;并网太阳能发电650小时、同比提升13小时。弃风弃光问题之后提高，国家电网公司、南方电网公司经营区域内新能源利用率皆多达95%。110千伏及以下电网投资比重同比提升。上半年，全国基础设施追加220千伏及以上变电设备容量13238万千伏安、同比较少投产1743万千伏安;追加220千伏及以上电缆线路长度16292千米、同比较少投产6105千米。

110千伏及以下电网投资占到电网总投资的比重为64.3%，比上年同期提升8.2个百分点，配网建设及农网改建升级是当前电网投资建设重点。跨区跨省送来电量较慢快速增长，清洁能源获得大范围优化配备。上半年，全国跨区、跨省送来电量分别已完成2243、6426亿千瓦时，同比分别快速增长11.2%、12.0%。西北区域是外送来电量最少的区域，上半年外送来电量911亿千瓦时，占到全国跨区送来电量的40.6%，外送来电量比上年快速增长15.9%。

电力燃料供应总体均衡，电煤价格高位波动。上半年，全国规模以上煤矿原煤产量快速增长3.7%，全国煤炭进口量快速增长5.7%，全国电厂发电及供热消耗煤炭快速增长3.4%，全国电厂存煤总体正处于高位，电煤供应总体均衡。

不受煤矿安全事故、安全性生产督查、公路若然失灵运输管理等因素影响，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多达《关于印发入手煤炭市场价格出现异常波动的备忘录的通报》(发改运营〔2016〕2808号)规定的绿色区间下限，国内煤电企业燃料成本居高不下。预计全年全社会用电量同比快速增长5.5%左右《报告》认为，综合考虑到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沿袭上半年的稳定快速增长态势，预计2019年全国全社会用电量同比快速增长5.5%左右。

若夏季全国大部地区气温高于2018年同期，全年用电量实际增长速度可能会稍高于预测值。预计2019年全国追加发电装机容量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，同比快速增长6%;非化石能源发电装机容量合计8.4亿千瓦、占到总装机容量比重下降至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早超过2020年20亿千瓦的规划目标，太阳能发电装机容量近超强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多达2020年39%的规划目标。预计下半年全国电力供需总体均衡，部分地区电力供需偏紧，迎峰度夏高峰时段不存在电力缺口。分区域看，华北、华中区域高峰时段电力供需紧绷，部分省份在高峰时段必须采行拢避峰措施;华东、南方区域电力供需总体均衡;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。建议下半年要保证电力安全性平稳供应《报告》认为，当前已转入迎峰度夏关键期，下半年根本性活动保电任务更为艰巨，要贯彻按照高质量发展拒绝，作好用电预测预警和用电服务，确保电力燃料供给，确保电力生产供应，减轻电力企业经营艰难，符合实体经济和行业发展拒绝、以及人民美好生活用电市场需求。在确保电力安全性平稳供应方面，《报告》建议，根据电力供需趋紧形势，减缓系统调峰能力建设，强化市场需求外侧管理，更进一步完备市场机制调动火电机组灵活性改建积极性。一是尽早将不具备投产条件的应急储备电源划入投产计划，保证具备条件的电厂在迎峰度夏期间发挥作用。

二是推展煤炭优质生产能力获释，合理安排运力，对煤炭供应严重不足和运力不受制约区域，在铁路运力配备上不予弯曲;减缓进口煤通关速度，确保发电燃料平稳供应。三是尽早研究实施容量电价，创建容量市场和辅助服务市场，更进一步理顺煤电价格构成机制，调动火电灵活性改建运营积极性，提升电网顶峰发电能力。四是强化市场需求外侧管理，不断扩大峰谷电价继续执行范围，确认科学合理的峰谷天内电价比，按仅次于供需缺口制订实施有序用电措施，引领用户错峰用电，构建削去峰堆谷、移峰平谷，全力符合用电市场需求。

五是减缓现有特高压运送地下通道的设施电源建设，合理布局保障性发电机组，减轻东中部地区的电力软缺口。六是减缓抽水机蓄能、燃气、储能等调峰电站建设，提高电力系统削去峰填谷和均衡调节能力。

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