上半年，面對復雜多變的國內外環境，在以習近平同志為核心的黨中央堅強領導下，全國上下認真貫徹落實黨中央、國務院決策部署，持續鞏固拓展疫情防控和經濟社會發展成果，精準實施宏觀政策，我國經濟持續穩定恢復，主要宏觀指標處于合理區間，經濟發展呈現穩中加固、穩中向好態勢。電力行業為經濟社會發展提供堅強電力保障，用電量快速增長，電力裝機結構延續綠色低碳發展態勢，電力供需總體平衡，部分地區電力供應偏緊。

一、2021年上半年全國電力供需情況

（一）電力消費需求情況

上半年，全國全社會用電量3.93萬億千瓦時，同比增長16.2%，兩年平均增長7.6%。上年同期因疫情形成的低基數是上半年用電量同比快速增長的最主要原因。分季度看，一、二季度全社會用電量兩年平均增速分別為7.0%、8.2%。全社會用電量同比增速及兩年平均增速情況反映出我國經濟發展呈現穩中加固、穩中向好態勢。

一是第一產業用電量同比增長20.6%，兩年平均增長14.3%。上半年，第一產業用電量451億千瓦時，同比增長20.6%，兩年平均增長14.3%，國家深入推進鄉村振興戰略，第一產業用電潛力持續得到釋放。一、二季度，第一產業用電量同比分別增長26.4%和15.9%，兩年平均增速分別為14.6%、14.1%，保持快速增長勢頭。

二是第二產業用電量同比增長16.6%，兩年平均增長7.3%。上半年，第二產業用電量2.66萬億千瓦時，同比增長16.6%，兩年平均增長7.3%。一、二季度，第二產業用電量同比分別增長24.1%和10.6%，兩年平均增速分別為7.4%和7.3%，保持平穩增長勢頭。上半年，制造業用電量同比增長18.4%，兩年平均增長7.8%；其中，高技術及裝備制造業、其他制造業行業、消費品制造業、四大高載能行業用電量同比增速分別為27.3%、22.3%、22.2%、13.7%，兩年平均增速分別為10.4%、9.5%、6.2%、6.9%。高技術及裝備制造業用電量增速明顯高于同期制造業平均水平，反映出當前制造業升級態勢明顯，新動能成長壯大。

三是第三產業用電量同比增長25.8%，兩年平均增長9.9%。上半年，第三產業用電量6710億千瓦時，同比增長25.8%，兩年平均增長9.9%。一、二季度，第三產業用電量同比分別增長28.2%和23.6%，兩年平均增速分別為7.9%和12.0%，反映出第三產業在二季度得到加快恢復。受上年同期低基數影響，上半年住宿和餐飲業（36.8%）、租賃和商務服務業（34.9%）、批發和零售業（32.9%）用電量同比增速超過30%，兩年平均增速分別為6.5%、13.2%、11.4%。信息傳輸/軟件和信息技術服務業用電量延續快速增長勢頭，兩年平均增長26.3%。得益于電動汽車的迅猛發展，充換電服務業用電量兩年平均增長90.0%。

四是城鄉居民生活用電量同比增長4.5%，兩年平均增長5.6%。上半年，城鄉居民生活用電量5568億千瓦時，同比增長4.5%，兩年平均增長5.6%。一、二季度，城鄉居民生活用電量同比分別增長4.7%和4.2%，兩年平均增速分別為3.9%、7.9%。上半年，城鎮居民生活用電量同比增長6.0%，兩年平均增長4.9%；鄉村居民生活用電量同比增長2.6%，兩年平均增長6.5%。

五是東部地區用電量同比增速領先，西部和東部地區兩年平均增速超過全國平均水平。上半年，東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長17.7%、16.9%、14.8%、9.6%；兩年平均增速分別為7.8%、6.5%、8.7%、4.4%。上半年，28個省份全社會用電量同比增速超過10%，其中，西藏、湖北、廣東、浙江、云南、江蘇、江西7個省份用電量同比增速超過20%；31個省份全社會用電量兩年平均增速均為正增長，其中，西藏、云南、廣西、江西、四川5個省份兩年平均增速超過10%。

（二）電力生產供應情況

截至6月底，全國全口徑發電裝機容量22.6億千瓦，同比增長9.5%。全國全口徑非化石能源發電裝機占總裝機容量的比重為45.4%，同比提高3.2個百分點。全口徑煤電裝機容量占總裝機容量比重降至48.2%，同比降低3.3個百分點，在碳達峰、碳中和目標下，電力行業綠色低碳轉型趨勢明顯。上半年，全國規模以上電廠總發電量為3.87萬億千瓦時，同比增長13.7%；全國發電設備平均利用小時1853小時，同比提高119小時。

一是電力投資同比增長6.8%，非化石能源發電投資占電源投資比重達到90.1%。上半年，全國重點調查企業合計完成電力投資3627億元，同比增長6.8%，兩年平均增長17.1%。其中，電源完成投資1893億元，同比增長8.9%，兩年平均增長37.4%，非化石能源發電投資占電源投資的比重高達90.1%；電網完成投資1734億元，同比增長4.7%，兩年平均增長2.7%。

二是全口徑非化石能源發電裝機占總裝機容量比重上升至45.4%。上半年，全國新增發電裝機容量5187萬千瓦，同比增加1492萬千瓦。截至6月底，全國全口徑水電裝機容量3.8億千瓦，同比增長4.7%；火電12.7億千瓦，同比增長4.1%；核電5216萬千瓦，同比增長6.9%；并網風電2.9億千瓦，同比增長34.7%；并網太陽能發電裝機2.7億千瓦，同比增長23.7%。全國全口徑非化石能源發電裝機容量10.2億千瓦，同比增長17.8%，占總裝機容量的比重為45.4%，同比提高3.2個百分點；全口徑煤電裝機容量10.9億千瓦，同比增長2.5%，占總裝機容量比重進一步降至48.2%，同比降低3.3個百分點。

三是全口徑并網風電和太陽能發電量同比分別增長44.6%和24.0%，規模以上電廠口徑火電發電量同比增長15.0%。上半年，全國規模以上電廠總發電量3.87萬億千瓦時，同比增長13.7%。受降水偏少等因素影響，全國規模以上電廠水電發電量僅增長1.4%；受電力消費快速增長、水電發電量低速增長影響，火電發電量同比增長15.0%；核電發電量同比增長13.7%。全口徑并網風電和并網太陽能發電量同比分別增長44.6%和24.0%。

四是水電、太陽能外的其他發電設備利用小時均同比提高，核電、風電發電同比分別提高286、88小時。上半年，全國發電設備平均利用小時1853小時，同比提高119小時。分類型看，水電設備利用小時1496小時，同比降低33小時；核電設備利用小時3805小時，同比提高286小時；火電設備利用小時2186小時，同比提高231小時，其中煤電2257小時，同比提高254小時；并網風電設備利用小時1212小時，同比提高88小時；太陽能發電設備利用小時660小時，同比降低3小時。

五是跨區輸出電量同比增長13.0%，跨省輸出電量同比增長13.7%。上半年，全國完成跨區送電量2956億千瓦時，同比增長13.0%。其中，西北區域外送電量1582億千瓦時，是外送電量規模最大的區域，同比增長26.4%。全國完成跨省送出電量7218億千瓦時，同比增長13.7%。其中，內蒙古外送電量1153億千瓦時，是外送電量規模最大的省份，同比增長23.6%。

六是市場交易電量同比增長41.6%。上半年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量17023億千瓦時，同比增長41.6%。其中，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為13773億千瓦時，同比增長43.4%，占全社會用電量比重為35%，同比提高6.4個百分點。

七是原煤產量增速比同期煤電發電量增速低8.7個百分點，二季度市場電煤價格快速攀升。上半年，全國原煤產量同比增長6.4%，比同期全口徑煤電發電量同比增速低8.7個百分點；上半年，累計進口煤炭同比下降19.7%。二季度市場電煤價格迅速攀升，居歷史高位，電煤采購及保供工作難度加大。煤電企業燃料成本大幅上漲，6月部分大型發電集團到場標煤單價同比上漲50.5%。煤電企業虧損面明顯擴大，部分發電集團6月煤電企業虧損面超過70%、煤電板塊整體虧損。

（三）全國電力供需情況

上半年，全國電力供需總體平衡，局部地區部分時段電力供應偏緊。1月，受寒潮天氣等因素影響，江蘇、浙江、安徽、湖南、江西、四川、新疆等地出現電力缺口，采取了需求響應或有序用電措施。二季度，蒙西、廣東、云南、廣西等地采取了需求響應或有序用電措施，廣東、云南電力供應尤為緊張。

二、全國電力供需形勢預測

（一）2021年下半年全社會用電量同比增長6%左右

今年以來我國經濟持續穩定恢復，外貿出口高速增長，拉動電力消費需求超預期增長。綜合考慮下半年國內外經濟形勢、上年基數前后變化、電能替代等因素，以及國外疫情、外部環境存在的不確定性，預計2021年下半年全社會用電量同比增長6%左右，全年全社會用電量增長10%-11%。若冬季出現長時段大范圍寒潮天氣，則全年全社會用電量增速將可能突破11%。

（二）2021年底非化石能源發電裝機規模及比重將有望首次超過煤電

預計全年全國基建新增發電裝機容量1.8億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機投產1.4億千瓦左右。預計年底全國發電裝機容量23.7億千瓦，同比增長7.7%左右；其中，煤電裝機容量11億千瓦、水電3.9億千瓦、并網風電3.3億千瓦、并網太陽能發電3.1億千瓦、核電5441萬千瓦、生物質發電3500萬千瓦左右。非化石能源發電裝機合計達到11.2億千瓦左右，占總裝機容量比重上升至47.3%，比2020年底提高2.5個百分點左右，非化石能源發電裝機規模及比重將有望首次超過煤電。

（三）全國電力供需總體平衡，電力供應緊張的地區比上年增多

預計2021年全國電力供需總體平衡，部分地區高峰時段電力供應緊張，電力供應緊張的地區及程度超過上年。從需求端看，預計下半年電力消費需求將保持較快增長，迎峰度夏期間，高溫天氣將加大電力負荷峰谷差，為系統調峰帶來較大的挑戰。從供給端看，風電和太陽能發電裝機比重持續上升，電力系統時段性靈活性調節能力不足現象將進一步加劇；西南等部分地區電煤供應偏緊，制約煤電機組的發電能力；部分地區天然氣供應緊張將影響氣電機組頂峰發電能力。

從各區域的供需平衡情況看，預計華中、南方區域用電高峰時段電力供需緊張，南方區域形勢尤為嚴峻；華北、華東區域電力供需基本平衡；東北、西北電力供需平衡有余。從省級電網供需平衡情況看，預計蒙西、浙江、安徽、湖南、湖北、江西、廣東、云南、廣西等省級電網在部分用電高峰時段電力供應緊張，將需要采取需求響應或有序用電措施，其中，廣東、云南、蒙西的電力缺口相對較大。迎峰度夏期間，若出現持續大范圍極端高溫天氣，則電力供應緊張的地區將進一步擴大至江蘇、山東、河南、河北、四川、重慶等地。

三、有關建議

針對當前電力供需形勢、發電燃料供應、電力企業可持續發展等方面提出有關建議如下：

（一）保障迎峰度夏期間供需平衡

今年以來，電力消費需求快速增長，多地電力供應緊張。今年迎峰度夏期間，預計出現電力缺口的地區比上年增多，供需形勢較為嚴峻，結合當前電力供需形勢和行業發展現狀，提出如下建議：

一是統籌利用好各類機組的頂峰發電能力，充分發揮區域間資源優化配置能力。精細調度確保機組應發盡發，優化水電開機方式，充分發揮抽水蓄能調峰作用，同時最大限度挖掘水電、地方機組、自備電廠頂峰發電潛力。持續加強機組運行可靠性，保持機組健康狀態，確保頂峰出力。加強省間、區域間外電協調，優化跨區域電網間的開機備用、跨區支援、余缺調劑，全力保障高峰期間電力供需平衡。強化發電、輸電、供電、用電各環節風險管控，及時消除隱患。

二是完善電力需求側管理，科學做好有序用電，充分發揮市場優化資源配置的作用。按照保民用、保穩定、保重點的原則，充分考慮各類極端情況，建立健全分級有序用電應急管理工作機制。強化需求響應和有序用電工作措施，加強電網供需監測，預判電網存在供應缺口時，及時啟動需求響應或有序用電。不斷優化有序用電方案，精細化調度實施，最大限度地減少對民用和經濟發展的影響。加強相關宣傳和解釋工作，積極開展輿情引導，提高全社會的節能意識，倡導綠色低碳的生產和生活方式。各地擴大高峰和低谷電價價差和浮動幅度；建立完善容量市場及輔助服務補償機制，充分運用好市場化手段，進一步提高市場對資源的配置能力。

三是提升網源協調水平。加快推進電網度夏工程建設，補強電網結構，提升電網供電能力。強化配網工程建設，積極開展配變布點或配變增容改造工作，解決低壓線路“卡脖子”問題。系統推進電力調峰和備用電源能力建設，加快完成實施方案編制工作。

（二）強化發電燃料供應保障

今年以來，受產能釋放幅度有限、進口煤配額有限等影響，電煤供應緊張，局部地區煤電企業庫存持續處于警戒狀態。此外，部分地區天然氣氣源不足，迎峰度夏期間天然氣供應可能面臨毀約減供或斷供風險，同時供應緊張推高發電用天然氣價格，致使氣電電價無法覆蓋耗氣邊際成本，企業缺乏動力鎖定后續氣源，加劇迎峰度夏電力保供壓力。為保障電力安全運行，就電力燃料、電網結構、需求響應等方面提出以下建議：

一是繼續加大電煤保供力度。繼續增加煤炭總體產能，核增煤炭產能利用天數；加大用電高峰時期煤炭對發電的保障力度，提高煤炭中的電煤比重；充分發揮進口煤保供穩價的調節作用，協調建立進口煤向發電終端用戶傾斜的政策，形成對迎峰度夏、度冬期間國內電煤供應的有力支持。

二是進一步加強電煤調運工作。加大對陜西、山西、貴州、四川、新疆等北方煤源和鐵路運力協調力度。加強中長期協議執行監管，按合同量及時、足額兌現，保障保電期間電煤供應穩定可靠、保持較高庫存運行。

三是保障天然氣供應。督促天然氣銷售企業和管網企業加強發電用氣保障，協調電網和氣網調度運行，確保迎峰度夏期間發電天然氣穩定供應。加快制定天然氣價格與發電價格聯動機制細則，根據氣價變化情況，及時疏導氣電發電成本，保障電力安全供應。建立天然氣預測預警機制，完善天然氣保供預案。

（三）保障電力企業可持續發展

近年來，在電價接連下降、燃料價格高企等多重壓力下，電力企業經營形勢日益嚴峻，為保障電力企業健康可持續發展，助力構建以新能源為主體的新型電力系統，推動實現國家“碳達峰、碳中和”目標，建議：

一是加快推進建立市場化電價形成機制。鞏固和完善輸配電成本監審和定價機制；深入研究成本傳導關系，形成有利于成本疏導的多市場價格耦合機制；健全市場化交易機制，提高價值識別能力和價格發現能力，以最低成本落地市場化解決方案。根據上游燃料市場價格波動調整政府定價的燃煤上網基準價及目錄銷售電價，將電、煤兩個市場更加靈活的關聯起來，抵御市場風險。建立新型儲能價格機制，推動新能源及相關儲能產業發展。

二是給煤電企業提供融資等必要支持。建議將保障國計民生的煤電企業列入重點保障企業名單范圍，維持煤電企業存量信貸規模。“不抽貸、不限貸、不斷貸”，確保煤電企業短期到期融資實現全額接續，靈活調整中長期融資還款計劃，維持企業資金鏈正常運轉。充分考慮煤炭價格快速上漲的客觀情況，給予煤電企業增量流動資金貸款支持，滿足煤電企業煤炭采購增量流動資金需求。

三是加大解決新能源發電補貼拖欠力度，盡快解決補貼拖欠問題。盡快落實《關于引導加大金融支持力度促進風電和光伏發電等行業健康有序發展的通知》文件精神并出臺具體細則，明確金融機構向風、光發電企業發放補貼確權貸款的條件，貸款額度、期限、利率的具體核定標準，以及對風、光發電企業存量項目融資辦理展期、續貸的條件，爭取盡快落實對風、光發電項目的信貸支持政策，緩解企業資金緊張問題。鼓勵各類金融機構探索利用風投、私募、信托等金融工具，為可再生能源企業提供多元化的綠色融資渠道。

注釋：

兩年平均增長（增速）是以2019年同期值為基數，采用幾何平均方法計算。

四大高載能行業包括：化學原料和化學制品制造業、非金屬礦物制品業、黑色金屬冶煉和壓延加工業、有色金屬冶煉和壓延加工業4個行業。

高技術及裝備制造業包括：醫藥制造業、金屬制品業、通用設備制造業、專用設備制造業、汽車制造業、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設備制造業、電氣機械和器材制造業、計算機/通信和其他電子設備制造業、儀器儀表制造業9個行業。

消費品制造業包括：農副食品加工業、食品制造業、酒/飲料及精制茶制造業、煙草制品業、紡織業、紡織服裝、服飾業、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋業、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品業、家具制造業、造紙和紙制品業、印刷和記錄媒介復制業、文教/工美/體育和娛樂用品制造業12個行業。

其他制造行業為制造業用電分類的31個行業中，除四大高載能行業、高技術及裝備制造業、消費品行業之外的其他行業，包括：石油/煤炭及其他燃料加工業、化學纖維制造業、橡膠和塑料制品業、其他制造業、廢棄資源綜合利用業、金屬制品/機械和設備修理業6個行業。

東部地區包括北京、天津、河北、上海、江蘇、浙江、福建、山東、廣東、海南10個省（市）；中部地區包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6個省；西部地區包括內蒙古、廣西、重慶、四川、貴州、云南、西藏、陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆12個省（市、自治區）；東北地區包括遼寧、吉林、黑龍江3個省。