一、2021年上半年全国电力供需情况

  （一）电力消费需求情况

  上半年，全国全社会用电量3.93万亿千瓦时，同比增长16.2%，两年平均增长7.6%。上年同期因疫情形成的低基数是上半年用电量同比快速增长的最主要原因。分季度看，一、二季度全社会用电量两年平均增速分别为7.0%、8.2%。全社会用电量同比增速及两年平均增速情况反映出我国经济发展呈现稳中加固、稳中向好态势。

  一是第一产业用电量同比增长20.6%，两年平均增长14.3%。上半年，第一产业用电量451亿千瓦时，同比增长20.6%，两年平均增长14.3%，国家深入推进乡村振兴战略，第一产业用电潜力持续得到释放。一、二季度，第一产业用电量同比分别增长26.4%和15.9%，两年平均增速分别为14.6%、14.1%，保持快速增长势头。

  二是第二产业用电量同比增长16.6%，两年平均增长7.3%。上半年，第二产业用电量2.66万亿千瓦时，同比增长16.6%，两年平均增长7.3%。一、二季度，第二产业用电量同比分别增长24.1%和10.6%，两年平均增速分别为7.4%和7.3%，保持平稳增长势头。上半年，制造业用电量同比增长18.4%，两年平均增长7.8%；其中，高技术及装备制造业、其他制造业行业、消费品制造业、四大高载能行业用电量同比增速分别为27.3%、22.3%、22.2%、13.7%，两年平均增速分别为10.4%、9.5%、6.2%、6.9%。高技术及装备制造业用电量增速明显高于同期制造业平均水平，反映出当前制造业升级态势明显，新动能成长壮大。

  三是第三产业用电量同比增长25.8%，两年平均增长9.9%。上半年，第三产业用电量6710亿千瓦时，同比增长25.8%，两年平均增长9.9%。一、二季度，第三产业用电量同比分别增长28.2%和23.6%，两年平均增速分别为7.9%和12.0%，反映出第三产业在二季度得到加快恢复。受上年同期低基数影响，上半年住宿和餐饮业（36.8%）、租赁和商务服务业（34.9%）、批发和零售业（32.9%）用电量同比增速超过30%，两年平均增速分别为6.5%、13.2%、11.4%。信息传输/软件和信息技术服务业用电量延续快速增长势头，两年平均增长26.3%。得益于电动汽车的迅猛发展，充换电服务业用电量两年平均增长90.0%。

  四是城乡居民生活用电量同比增长4.5%，两年平均增长5.6%。上半年，城乡居民生活用电量5568亿千瓦时，同比增长4.5%，两年平均增长5.6%。一、二季度，城乡居民生活用电量同比分别增长4.7%和4.2%，两年平均增速分别为3.9%、7.9%。上半年，城镇居民生活用电量同比增长6.0%，两年平均增长4.9%；乡村居民生活用电量同比增长2.6%，两年平均增长6.5%。

  五是东部地区用电量同比增速领先，西部和东部地区两年平均增速超过全国平均水平。上半年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长17.7%、16.9%、14.8%、9.6%；两年平均增速分别为7.8%、6.5%、8.7%、4.4%。上半年，28个省份全社会用电量同比增速超过10%，其中，西藏、湖北、广东、浙江、云南、江苏、江西7个省份用电量同比增速超过20%；31个省份全社会用电量两年平均增速均为正增长，其中，西藏、云南、广西、江西、四川5个省份两年平均增速超过10%。

  （二）电力生产供应情况

  截至6月底，全国全口径发电装机容量22.6亿千瓦，同比增长9.5%。全国全口径非化石能源发电装机占总装机容量的比重为45.4%，同比提高3.2个百分点。全口径煤电装机容量占总装机容量比重降至48.2%，同比降低3.3个百分点，在碳达峰、碳中和目标下，电力行业绿色低碳转型趋势明显。上半年，全国规模以上电厂总发电量为3.87万亿千瓦时，同比增长13.7%；全国发电设备平均利用小时1853小时，同比提高119小时。

  一是电力投资同比增长6.8%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到90.1%。上半年，全国重点调查企业合计完成电力投资3627亿元，同比增长6.8%，两年平均增长17.1%。其中，电源完成投资1893亿元，同比增长8.9%，两年平均增长37.4%，非化石能源发电投资占电源投资的比重高达90.1%；电网完成投资1734亿元，同比增长4.7%，两年平均增长2.7%。

  二是全口径非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至45.4%。上半年，全国新增发电装机容量5187万千瓦，同比增加1492万千瓦。截至6月底，全国全口径水电装机容量3.8亿千瓦，同比增长4.7%；火电12.7亿千瓦，同比增长4.1%；核电5216万千瓦，同比增长6.9%；并网风电2.9亿千瓦，同比增长34.7%；并网太阳能发电装机2.7亿千瓦，同比增长23.7%。全国全口径非化石能源发电装机容量10.2亿千瓦，同比增长17.8%，占总装机容量的比重为45.4%，同比提高3.2个百分点；全口径煤电装机容量10.9亿千瓦，同比增长2.5%，占总装机容量比重进一步降至48.2%，同比降低3.3个百分点。

  三是全口径并网风电和太阳能发电量同比分别增长44.6%和24.0%，规模以上电厂口径火电发电量同比增长15.0%。上半年，全国规模以上电厂总发电量3.87万亿千瓦时，同比增长13.7%。受降水偏少等因素影响，全国规模以上电厂水电发电量仅增长1.4%；受电力消费快速增长、水电发电量低速增长影响，火电发电量同比增长15.0%；核电发电量同比增长13.7%。全口径并网风电和并网太阳能发电量同比分别增长44.6%和24.0%。

  四是水电、太阳能外的其他发电设备利用小时均同比提高，核电、风电发电同比分别提高286、88小时。上半年，全国发电设备平均利用小时1853小时，同比提高119小时。分类型看，水电设备利用小时1496小时，同比降低33小时；核电设备利用小时3805小时，同比提高286小时；火电设备利用小时2186小时，同比提高231小时，其中煤电2257小时，同比提高254小时；并网风电设备利用小时1212小时，同比提高88小时；太阳能发电设备利用小时660小时，同比降低3小时。

  五是跨区输出电量同比增长13.0%，跨省输出电量同比增长13.7%。上半年，全国完成跨区送电量2956亿千瓦时，同比增长13.0%。其中，西北区域外送电量1582亿千瓦时，是外送电量规模最大的区域，同比增长26.4%。全国完成跨省送出电量7218亿千瓦时，同比增长13.7%。其中，内蒙古外送电量1153亿千瓦时，是外送电量规模最大的省份，同比增长23.6%。

  六是市场交易电量同比增长41.6%。上半年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量17023亿千瓦时，同比增长41.6%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为13773亿千瓦时，同比增长43.4%，占全社会用电量比重为35%，同比提高6.4个百分点。

  七是原煤产量增速比同期煤电发电量增速低8.7个百分点，二季度市场电煤价格快速攀升。上半年，全国原煤产量同比增长6.4%，比同期全口径煤电发电量同比增速低8.7个百分点；上半年，累计进口煤炭同比下降19.7%。二季度市场电煤价格迅速攀升，居历史高位，电煤采购及保供工作难度加大。煤电企业燃料成本大幅上涨，6月部分大型发电集团到场标煤单价同比上涨50.5%。煤电企业亏损面明显扩大，部分发电集团6月煤电企业亏损面超过70%、煤电板块整体亏损。