電煤價格水平總體仍居高位，煤電企業仍大面積虧損。

        今年以來煤電企業采購的電煤綜合價持續高于基準價上限，大型發電集團到場標煤單價同比上漲34.5%，大體測算上半年全國煤電企業因電煤價格上漲導致電煤采購成本同比額外增加2000億元左右。

        電煤采購成本大幅上漲，漲幅遠高于煤電企業售電價格漲幅，導致大型發電集團仍有超過一半以上的煤電企業處于虧損狀態，部分企業現金流緊張。


        今年以來，國內疫情多發散發，國際環境更趨復雜嚴峻，面對異常復雜困難局面，電力行業認真貫徹落實黨中央國務院關于能源電力安全保供的有關要求，采取有力有效措施，全力以赴保障電力安全可靠供應，以實際行動踐行“人民電業為人民”宗旨。上半年，全國電力系統安全穩定運行，電力供需總體平衡，為疫情防控和經濟社會發展提供了堅強電力保障。

        一、2022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4.10萬億千瓦時，同比增長2.9%。一、二季度，全社會用電量同比分別增長5.0%、0.8%，二季度增速明顯回落主要因4、5月受部分地區疫情等因素影響，全社會用電量連續兩月負增長。6月，隨著疫情明顯緩解，穩經濟政策效果逐步落地顯現，疊加多地高溫天氣因素，當月全社會用電量同比增長4.7%，比5月增速提高6.0個百分點。6月電力消費增速的明顯回升，一定程度上反映出當前復工復產、復商復市取得積極成效。

        一是第一產業用電量513億千瓦時，同比增長10.3%。其中，一、二季度同比分別增長12.6%和8.3%，保持較快增長，一定程度上反映出當前農業農村良好的運行態勢。鄉村振興戰略全面推進以及近年來鄉村用電條件明顯改善、電氣化水平持續提升，拉動第一產業用電量保持較快增長。

        二是第二產業用電量2.74萬億千瓦時，同比增長1.3%。其中，一、二季度同比分別增長3.0%、-0.2%。二季度受疫情等因素影響出現負增長，主要是4、5月同比分別下降1.4%和0.5%，6月增速由負轉正，同比增長0.8%。

        上半年，高技術及裝備制造業合計用電量同比增長1.8%，其中，電氣機械和器材制造業、醫藥制造業、計算機/通信和其他電子設備制造業、儀器儀表制造業用電量增速均超過5%。四大高載能行業合計用電量同比增長0.2%，其中，化工行業用電形勢相對較好，同比增長4.9%；黑色金屬冶煉行業和建材行業用電量同比分別下降2.8%和4.6%，建材中的水泥行業用電量同比下降16.3%，與當前較為低迷的房地產市場相關。消費品制造業合計用電量同比下降0.4%，其中，酒/飲料及精制茶制造業、食品制造業、農副食品加工業、煙草制品業用電量均為正增長。其他制造業行業合計用電量同比增長3.3%，其中，廢棄資源綜合利用業、石油/煤炭及其他燃料加工業用電量同比分別增長12.4%和9.3%。

        三是第三產業用電量6938億千瓦時，同比增長3.1%。其中，一、二季度同比分別增長6.2%、0.0%。4、5月第三產業用電量同比分別下降6.8%和4.4%，6月轉為正增長10.1%。二季度，交通運輸/倉儲和郵政業、住宿和餐飲業受疫情的沖擊最為顯著，這兩個行業4、5月用電量同比下降幅度達到或超過10%；6月用電形勢好轉，交通運輸/倉儲和郵政業用電量同比增速從5月的下降10.0%上升至6月增長0.6%，住宿和餐飲業增速從5月的下降13.1%上升至6月增長7.7%。上半年，電動汽車充換電服務業用電量同比增長37.8%。

        四是城鄉居民生活用電量6112億千瓦時，同比增長9.6%。其中，一、二季度同比分別增長11.8%和7.0%。6月，城鄉居民生活用電量同比增長17.7%，其中，河南、陜西、上海、河北、重慶同比增長超過50%，高溫天氣拉動空調降溫負荷快速增長。

        五是中部地區用電量同比增長6.9%，增速領先。上半年，東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長1.1%、6.9%、3.5%、0.5%。東部和東北地區受疫情等因素影響，二季度用電量同比分別下降2.1%和2.9%。上半年，全國共有26個省份用電量實現正增長，其中，西藏、安徽、湖北、四川、青海、寧夏、江西、山西、河南、云南、黑龍江等11個省份用電量同比增長超過5%。

         （二）電力生產供應情況

        截至2022年6月底，全國全口徑發電裝機容量24.4億千瓦，同比增長8.1%；上半年全國規模以上電廠發電量3.96萬億千瓦時，同比增長0.7%。從分類型投資、發電裝機、發電量增速及結構變化等情況看，電力行業延續綠色低碳轉型趨勢。

        一是電力投資同比增長12.0%，非化石能源發電投資占電源投資比重達到84.7%。上半年，重點調查企業電力完成投資4063億元，同比增長12.0%。電源完成投資2158億元，同比增長14.0%，其中非化石能源發電投資占比為84.7%。電網完成投資1905億元，同比增長9.9%，其中，交流工程投資同比增長5.9%，直流工程投資同比增長64.2%。

        二是非化石能源發電裝機占總裝機容量比重上升至48.2%。截至6月底，全國全口徑發電裝機容量24.4億千瓦，其中，非化石能源發電裝機容量11.8億千瓦，同比增長14.8%，占總裝機比重為48.2%，同比提高2.8個百分點，綠色低碳轉型效果繼續顯現。分類型看，水電4.0億千瓦；核電5553萬千瓦；并網風電3.4億千瓦，其中，陸上風電3.16億千瓦、海上風電2666萬千瓦；并網太陽能發電3.4億千瓦，其中，集中式光伏發電2.1億千瓦，分布式光伏發電1.3億千瓦，光熱發電57萬千瓦。火電13.0億千瓦，其中煤電11.1億千瓦，占總發電裝機容量的比重為45.5%，同比降低2.8個百分點。

        三是水電和太陽能發電量增速均超過20%。上半年，全國規模以上電廠水電、核電發電量同比分別增長20.3%和2.0%，火電發電量同比下降3.9%。上半年，全口徑并網風電、太陽能發電量同比分別增長12.2%和29.8%。由于電力消費需求放緩以及水電等非化石能源發電量快速增長，上半年全口徑煤電發電量同比下降4.0%，占全口徑總發電量比重為57.4%，煤電仍是當前我國電力供應的最主要電源，也是保障我國電力安全穩定供應的基礎電源。

        四是水電和太陽能發電設備利用小時同比分別提高195和30小時。上半年，全國6000千瓦及以上電廠發電設備利用小時1777小時，同比降低81小時。分類型看，水電設備利用小時1691小時，同比提高195小時。核電3673小時，同比降低132小時。并網風電1154小時，同比降低58小時。并網太陽能發電690小時，同比提高30小時。火電2057小時，同比降低133小時，其中，煤電2139小時，同比降低123小時；氣電1090小時，同比降低239小時。

          五是跨區輸送電量同比增長6.6%，跨省輸送電量同比增長4.9%。上半年，全國新增220千伏及以上輸電線路長度16562千米；全國新增220千伏及以上變電設備容量（交流）13612萬千伏安。上半年，全國完成跨區輸送電量3233億千瓦時，同比增長6.6%，其中，一、二季度跨區輸送電量分別為1500、1733億千瓦時，增速分別為-0.7%、13.9%。二季度跨區輸送電量增速明顯回升，其中6月跨區輸送電量同比增長18.9%，當月隨著經濟回升以及高溫天氣導致華中、華東部分省份電力供應偏緊，加大了跨區電力支援力度。上半年，全國完成跨省輸送電量7662億千瓦時，同比增長4.9%，其中，一、二季度跨省輸送電量分別為3539、4123億千瓦時，同比分別增長0.5%和9.1%。

        六是市場交易電量同比增長45.8%。上半年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量24826億千瓦時，同比增長45.8%。上半年，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為19971億千瓦時，同比增長45.0%。其中，省內電力直接交易（含綠電、電網代購）電量合計為19336億千瓦時，省間電力直接交易（外受）電量合計為635億千瓦時。

         七是電煤價格水平總體仍居高位，煤電企業仍大面積虧損。今年以來煤電企業采購的電煤綜合價持續高于基準價上限，大型發電集團到場標煤單價同比上漲34.5%，大體測算上半年全國煤電企業因電煤價格上漲導致電煤采購成本同比額外增加2000億元左右。電煤采購成本大幅上漲，漲幅遠高于煤電企業售電價格漲幅，導致大型發電集團仍有超過一半以上的煤電企業處于虧損狀態，部分企業現金流緊張。

        （三）全國電力供需情況

        上半年，電力行業全力以赴保民生、保發電、保供熱，全國電力供需總體平衡。2月，全國多次出現大范圍雨雪天氣過程，特別是華中和南方地區出現持續低溫雨雪天氣，拉動用電負荷快速攀升，疊加部分省份風機覆冰停運，江西、湖南、四川、重慶、上海、貴州等地在部分用電高峰時段電力供需平衡偏緊。

          二、全國電力供需形勢預測

        （一）電力消費預測

        當前疫情反彈得到有效控制，企業復工復產、復商復市積極推進，我國經濟運行呈現企穩回升態勢。全年經濟社會發展預期目標以及穩經濟一攬子政策措施為全社會用電量增長提供了最主要支撐。



        受國內外疫情、國際局勢、夏季和冬季氣溫等因素影響，下半年電力消費增長仍存在一定的不確定性。在下半年疫情對經濟和社會的影響進一步減弱的情況下，隨著國家各項穩增長政策措施效果的顯現，尤其是加大基建投資力度將拉動鋼鐵、建材等高載能行業較快回升，并疊加2021年前高后低的基數效應，以及國家氣象部門對今年夏季我國中東部大部氣溫接近常年到偏高的預測情況，預計下半年全社會用電量同比增長7.0%左右，增速比上半年明顯回升。預計2022年全年的全社會用電量增速處于年初預測的5%-6%預測區間的下部。

        （二）電力供應預測

        在新能源快速發展帶動下，2022年新增裝機規模將創歷史新高，預計全年新增發電裝機容量2.3億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機投產1.8億千瓦左右。預計2022年底，全口徑發電裝機容量達到26億千瓦左右，其中，非化石能源發電裝機合計達到13億千瓦左右，同比增長16%，占總發電裝機容量比重上升至50%，將首次達到總發電裝機規模的一半，比2021年底提高3個百分點左右。其中，水電4.1億千瓦、并網風電3.8億千瓦、并網太陽能發電4.0億千瓦、核電5672萬千瓦、生物質發電4400萬千瓦左右。煤電裝機容量11.4億千瓦左右。

        （三）電力供需形勢預測

        國內外疫情、宏觀經濟、燃料供應、氣溫、降水，以及煤電企業持續大面積嚴重虧損等多方面因素交織疊加，給電力供需形勢帶來不確定性。預計迎峰度夏、迎峰度冬期間全國電力供需總體緊平衡。

        迎峰度夏期間，全國電力供需總體緊平衡，華東、華中、南方區域部分省份用電高峰時段電力供需偏緊，華北、東北、西北區域電力供需基本平衡。迎峰度冬期間，全國電力供需總體緊平衡，華東、華中、南方、西北區域部分省份用電高峰時段電力供需偏緊，華北、東北區域電力供需基本平衡。

        三、有關建議

        今年以來，電力行業認真貫徹落實黨中央“疫情要防住、經濟要穩住、發展要安全”的要求，緊緊圍繞國家“穩增長、保供應、防風險、促發展”的工作目標，克服各種困難，為經濟社會發展提供了堅強可靠電力保障。隨著新能源比重的不斷提高，電力系統安全穩定運行的不確定性增加，大面積停電的潛在風險因素仍然存在。目前進入電力保供的關鍵期，需要密切跟蹤天氣、燃料、消費和市場等形勢進行綜合預判，全力做好迎峰度夏電力保供工作。結合當前電力供需形勢和行業發展趨勢，提出如下建議：

        （一）保障用電高峰期間電力供需平衡

        當前國內疫情緩解、國家穩經濟政策逐步落地見效，各地復工復產在明顯加快，疊加夏季氣溫不斷升高，目前全國已有多個省級電網負荷創新高，迎峰度夏保供形勢復雜嚴峻，需要統籌產、輸、配、用等各重點環節，做好用電預案，以保障用電高峰期間電力供需平衡，建議：

        一是增效挖潛保障夏季電力可靠供應。加強在役機組運行管理，減少非計劃停機、受阻情況，保障機組穩發滿發。最大限度挖掘各品類電源頂峰發電潛力。優化跨區域電網間的開機備用、錯峰支援、余缺調劑，全力保障高峰期間電力供需平衡。克服疫情影響，加快重點電源建設進度，緩解負荷中心的供電緊張。加快推進地區網架優化和配電網建設改造，實施農網鞏固提升工程，增強電網供電可靠性。

        二是充分發揮跨省跨區通道作用。加大對地方政府協調力度，增加跨區跨省電力交易。嚴格落實跨省區優先發電計劃，加強省間交易中長期合同電量簽訂和履約，形成穩定的送電潮流，發揮中長期交易穩定電力、電量總體平衡的作用。電力緊張省份積極與電力富余省份銜接，充分利用省間交易機制，通過月度、月內中長期交易，以及現貨交易等方式增加外來電力電量。

        三是扎實做好需求側管理及有序用電工作。完善需求響應價格補償機制，形成可中斷用戶清單，引導各類市場主體主動參與電力需求響應，以市場化方式降低高峰時段負荷需求，推動需求響應規模盡快達到地區最大用電負荷的5%。加快出臺全國性需求響應政策和價格機制，推動有序用電向市場化的需求響應轉變。認真細致做好有序用電管理工作，健全完善拉閘限電預警和問責機制。

         （二）確保電力燃料穩定供應

        當前，受地緣政治沖突影響，國際煤油氣供應緊張，加大我國進口煤炭、天然氣的難度，國內煤礦及港口煤炭庫存偏低，迎峰度夏期間電煤等能源保供面臨潛在風險。針對國內煤炭供應、電煤價格、煤炭中長期合同及產運輸等方面，建議：

        一是持續增加煤炭供應總量。繼續加大產能釋放，同時進一步梳理煤炭產能核準、核增各項手續審批辦理過程中的難點、堵點，提升統籌協調層級，幫助企業盡快完成辦理手續，盡快釋放今年新增的3億噸煤炭產能，確保煤炭日產量穩定在1260萬噸左右的水平。增強煤炭生產供應彈性，優先組織滿足條件的先進產能煤礦，尤其安全系數高、產量釋放快速等特點的露天煤礦，建立保供煤礦“白名單”，根據需要按一定系數調增產能，形成煤礦應急生產能力。建議出臺階段性進口煤采購專項補貼支持保障政策，補足國內煤炭供應缺口。

        二是確保電煤中長協實現全覆蓋，控制電煤價格在合理區間。加大力度推動煤炭中長協的簽約工作，盡快補足電煤中長期合同，消除全覆蓋缺口；加強對電煤中長期合同價格、供應量、煤質等履約監管，穩定電煤供應基本盤。出臺規范的煤炭市場價格形成機制，理順當前多軌價格機制，加強現貨價格管控，引導煤價長期穩定在合理區間；完善坑口區間限價政策，嚴禁各區域、各煤礦自行創設指數和定價機制，杜絕多種價格機制和捆綁搭售引起的價格體系混亂。盡快穩定市場預期，防止煤價持續上漲推高下游用能成本。

        三是加大產運需各環節的順暢銜接。加強產運需之間的銜接配合，保障疫情下電煤運輸暢通，開辟電煤汽車運輸綠色通道，將運力向電力電量存在硬缺口省份的煤電企業適當傾斜。加大對電煤中長期合同，包括發電集團自有煤源對內供應和進口應急補簽新增中長期合同的鐵路運力支持。另外，要保障煤炭新增產能的運力支持。

         （三）支持推動發電企業高質量轉型

        隨著碳達峰碳中和戰略的持續推進，電力綠色低碳轉型加快，煤電企業承擔保供和轉型的雙重壓力，建議從上網電價、財政金融以及碳市場等方面對煤電企業進行支撐，以保障電力安全供應、企業有序轉型。

        一是疏導煤電上網電價，緩解煤電企業經營困境。國家相關部門加強對各地方執行《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）的宏觀指導，督促各地盡快將煤電電價調整到位，緩解由于燃料成本高漲導致的電力供應風險。盡快出臺涉高耗能企業落實市場交易電價管理清單，禁止對涉及高耗能企業開展優惠電價的交易，嚴格落實國家“高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制”的政策要求。進一步明確跨省跨區送電交易價格形成機制，外送價格浮動機制按照落地省燃煤發電基準價執行，充分發揮區域間余缺相濟作用。

        二是加大財稅金融對煤電企業的支持力度。對由于燃料成本高導致經營困難的電煤企業適度放寬政策支持范圍，盡快形成“自我造血”功能，提高煤電的電力安全供應能力。出臺面向煤電行業所得稅普惠制政策，延長承擔保供責任的煤電企業所得稅虧損結轉年限，并減免征收虧損煤電企業房產稅和土地使用稅，支持煤電企業的委托貸款利息納入增值稅抵扣范圍和煤電項目“三改聯動”，促進煤電企業可持續發展。

        三是統籌煤電保供和碳市場發展。建議第二個履約周期應統籌煤電保供和碳市場發展，合理設置碳排放配額缺口，不宜大幅下調基準線，減輕火電企業整體成本負擔。建議盡快重啟CCER（國家核證自愿碳減排量）備案政策，發揮政策引導作用，促進新能源發展，降低控排企業履約成本。持續深化電力交易市場化改革，推進有序放開全部燃煤發電電量上網電價，繼續擴大市場交易電價上下浮動的范圍。深入研究煤電企業脫困轉型的措施方法，有序推進碳達峰碳中和目標的實現。