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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%。

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。

上半年，全国电力供需总体平衡，局部地区部分时段电力供应偏紧。1月，受寒潮天气等因素影响，江苏、浙江、安徽、湖南、江西、四川、新疆等地出现电力缺口，采取了需求响应或有序用电措施。二季度，蒙西、广东、云南、广西等地采取了需求响应或有序用电措施，广东、云南电力供应尤为紧张。

今年以来我国经济持续稳定恢复，外贸出口高速增长，拉动电力消费需求超预期增长。综合考虑下半年国内外经济形势、上年基数前后变化、电能替代等因素，以及国外疫情、外部环境存在的不确定性，预计2021年下半年全社会用电量同比增长6%左右，全年全社会用电量增长10%至11%。若冬季出现长时段大范围寒潮天气，则全年全社会用电量增速将可能突破11%。

预计全年全国基建新增发电装机容量1.8亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.4亿千瓦左右。预计年底全国发电装机容量23.7亿千瓦，同比增长7.7%左右；其中，煤电装机容量11亿千瓦、水电3.9亿千瓦、并网风电3.3亿千瓦、并网太阳能发电3.1亿千瓦、核电5441万千瓦、生物质发电3500万千瓦左右。非化石能源发电装机合计达到11.2亿千瓦左右，占总装机容量比重上升至47.3%，比2020年底提高2.5个百分点左右，非化石能源发电装机规模及比重将有望首次超过煤电。

预计2021年全国电力供需总体平衡，部分地区高峰时段电力供应紧张，电力供应紧张的地区及程度超过上年。从需求端看，预计下半年电力消费需求将保持较快增长，迎峰度夏期间，高温天气将加大电力负荷峰谷差，为系统调峰带来较大的挑战。从供给端看，风电和太阳能发电装机比重持续上升，电力系统时段性灵活性调节能力不足现象将进一步加剧；西南等部分地区电煤供应偏紧，制约煤电机组的发电能力；部分地区天然气供应紧张将影响气电机组顶峰发电能力。

从各区域的供需平衡情况看，预计华中、南方区域用电高峰时段电力供需紧张，南方区域形势尤为严峻；华北、华东区域电力供需基本平衡；东北、西北电力供需平衡有余。从省级电网供需平衡情况看，预计蒙西、浙江、安徽、湖南、湖北、江西、广东、云南、广西等省级电网在部分用电高峰时段电力供应紧张，将需要采取需求响应或有序用电措施，其中，广东、云南、蒙西的电力缺口相对较大。迎峰度夏期间，若出现持续大范围极端高温天气，则电力供应紧张的地区将进一步扩大至江苏、山东、河南、河北、四川、重庆等地。

今年以来，电力消费需求快速增长，多地电力供应紧张。今年迎峰度夏期间，预计出现电力缺口的地区比上年增多，供需形势较为严峻，结合当前电力供需形势和行业发展现状，提出如下建议：

一是统筹利用好各类机组的顶峰发电能力，充分发挥区域间资源优化配置能力。精细调度确保机组应发尽发，优化水电开机方式，充分发挥抽水蓄能调峰作用，同时最大限度挖掘水电、地方机组、自备电厂顶峰发电潜力。持续加强机组运行可靠性，保持机组健康状态，确保顶峰出力。加强省间、区域间外电协调，优化跨区域电网间的开机备用、跨区支援、余缺调剂，全力保障高峰期间电力供需平衡。强化发电、输电、供电、用电各环节风险管控，及时消除隐患。

二是完善电力需求侧管理，科学做好有序用电，充分发挥市场优化资源配置的作用。按照保民用、保稳定、保重点的原则，充分考虑各类极端情况，建立健全分级有序用电应急管理工作机制。强化需求响应和有序用电工作措施，加强电网供需监测，预判电网存在供应缺口时，及时启动需求响应或有序用电。不断优化有序用电方案，精细化调度实施，最大限度地减少对民用和经济发展的影响。加强相关宣传和解释工作，积极开展舆情引导，提高全社会的节能意识，倡导绿色低碳的生产和生活方式。各地扩大高峰和低谷电价价差和浮动幅度；建立完善容量市场及辅助服务补偿机制，充分运用好市场化手段，进一步提高市场对资源的配置能力。

三是提升网源协调水平。加快推进电网度夏工程建设，补强电网结构，提升电网供电能力。强化配网工程建设，积极开展配变布点或配变增容改造工作，解决低压线路“卡脖子”问题。系统推进电力调峰和备用电源能力建设，加快完成实施方案编制工作。

今年以来，受产能释放幅度有限、进口煤配额有限等影响，电煤供应紧张，局部地区煤电企业库存持续处于警戒状态。此外，部分地区天然气气源不足，迎峰度夏期间天然气供应可能面临毁约减供或断供风险，同时供应紧张推高发电用天然气价格，致使气电电价无法覆盖耗气边际成本，企业缺乏动力锁定后续气源，加剧迎峰度夏电力保供压力。为保障电力安全运行，就电力燃料、电网结构、需求响应等方面提出以下建议：

一是继续加大电煤保供力度。继续增加煤炭总体产能，核增煤炭产能利用天数；加大用电高峰时期煤炭对发电的保障力度，提高煤炭中的电煤比重；充分发挥进口煤保供稳价的调节作用，协调建立进口煤向发电终端用户倾斜的政策，形成对迎峰度夏、度冬期间国内电煤供应的有力支持。

二是进一步加强电煤调运工作。加大对陕西、山西、贵州、四川、新疆等北方煤源和铁路运力协调力度。加强中长期协议执行监管，按合同量及时、足额兑现，保障保电期间电煤供应稳定可靠、保持较高库存运行。

三是保障天然气供应。督促天然气销售企业和管网企业加强发电用气保障，协调电网和气网调度运行，确保迎峰度夏期间发电天然气稳定供应。加快制定天然气价格与发电价格联动机制细则，根据气价变化情况，及时疏导气电发电成本，保障电力安全供应。建立天然气预测预警机制，完善天然气保供预案。

近年来，在电价接连下降、燃料价格高企等多重压力下，电力企业经营形势日益严峻，为保障电力企业健康可持续发展，助力构建以新能源为主体的新型电力系统，推动实现国家“碳达峰、碳中和”目标，建议：

一是加快推进建立市场化电价形成机制。巩固和完善输配电成本监审和定价机制；深入研究成本传导关系，形成有利于成本疏导的多市场价格耦合机制；健全市场化交易机制，提高价值识别能力和价格发现能力，以最低成本落地市场化解决方案。根据上游燃料市场价格波动调整政府定价的燃煤上网基准价及目录销售电价，将电、煤两个市场更加灵活的关联起来，抵御市场风险。建立新型储能价格机制，推动新能源及相关储能产业发展。

二是给煤电企业提供融资等必要支持。建议将保障国计民生的煤电企业列入重点保障企业名单范围，维持煤电企业存量信贷规模。“不抽贷、不限贷、不断贷”，确保煤电企业短期到期融资实现全额接续，灵活调整中长期融资还款计划，维持企业资金链正常运转。充分考虑煤炭价格快速上涨的客观情况，给予煤电企业增量流动资金贷款支持，满足煤电企业煤炭采购增量流动资金需求。

三是加大解决新能源发电补贴拖欠力度，尽快解决补贴拖欠问题。尽快落实《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》文件精神并出台具体细则，明确金融机构向风、光发电企业发放补贴确权贷款的条件，贷款额度、期限、利率的具体核定标准，以及对风、光发电企业存量项目融资办理展期、续贷的条件，争取尽快落实对风、光发电项目的信贷支持政策，缓解企业资金紧张问题。鼓励各类金融机构探索利用风投、私募、信托等金融工具，为可再生能源企业提供多元化的绿色融资渠道。