| 东管集团主要从事管道、管件、压力容器、锅炉的研发、设计、生产制造及模块化预制。产品主要应用于火电、核电、石油、化工、天然气等能源领域，也是国内少数同时掌握火电和核电管道系统模块化预制技术的供应商。 |
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一、上半年全国电力供需状况
（一）全社会用电量快速增长，电力消费呈现新亮点
上半年，全国全社会用电量3.23万亿千瓦时、同比增长9.4%，增速同比提高3.1个百分点。其中，一、二季度分别增长9.8%和9.0%，增速连续8个季度保持在5.5%-10%的增长区间。
上半年，全社会用电量保持快速增长的主要原因：一是宏观经济为用电量增长提供了最主要支撑。今年以来宏观经济运行总体平稳、稳中向好，工业企业经济效益改善、生产平稳的发展态势支撑了电力消费增长，第二产业用电量同比增长7.6%。二是天气因素以及居民消费升级共同拉动影响。随着居民消费升级、电气化水平持续提高，天气因素对用电负荷和用电量的影响更加明显，今年初的寒潮和入夏以来的高温天气带动用电量快速增长，城乡居民生活用电量同比增长13.2%。以广东为例，该省由于年初寒潮及5月份高温天气因素，拉高该省上半年全社会用电量约94亿千瓦时、拉高该省用电量增速约3.5个百分点。三是服务业保持较快增长。服务业新产业、新业态、新模式蓬勃发展，新动能加快成长，以及国内消费保持平稳较快增长，共同拉动服务业用电保持快速增长势头，第三产业用电量同比增长14.7%，其中信息传输/软件和信息技术服务业用电量同比增长25.5%。四是电能替代持续推广。根据《2018年能源工作指导意见》，今年在燃煤锅炉、窑炉、港口岸电等重点替代领域，实施一批电能替代工程，全年计划完成替代电量1000亿千瓦时，目前时间过半，任务也已过半。
电力消费主要特点有：
一是制造业用电量平稳较快增长。制造业用电量1.66万亿千瓦时、同比增长7.3%。从几大类行业来看，高技术及装备制造业类行业用电量快速增长，其中，汽车制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、通用设备制造业、金属制品业、电气机械和器材制造业、医药制造业6个行业用电量增速均超过9%。消费品制造业类行业用电量快速增长，其中，农副食品加工业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、酒/饮料及精制茶制造业、家具制造业、纺织服装/服饰业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业7个行业用电量增速均超过9%。传统高载能类行业增速总体回落，四大高载能行业[1]合计用电量增长5.1%，低于制造业平均水平，增速同比回落3.3个百分点。其中，有色金属冶炼和压延加工业、化学原料和化学制品制造业用电量分别增长1.0%和2.7%，而在上年低基数以及今年以来粗钢生产增速上升等拉动下，黑色金属冶炼和压延加工业用电量同比增长11.4%。
二是用电量结构延续优化调整趋势。根据三次产业最新划分标准[2]，第一、二、三产和城乡居民生活用电量比重分别为1.0%、69.2%、15.7%和14.1%。比重与上年同期比较[3]，第一产业比重持平；第二产业比重降低1.2个百分点，其中四大高载能行业比重同比降低1.2个百分点；第三产业和城乡居民生活用电量比重分别提高0.7和0.5个百分点。
三是用电量增长动力持续转换。第一、二、三产和城乡居民生活用电量对全社会用电增长的贡献率分别为1.1%、56.5%、23.4%和19.0%。第二产业贡献率同比降低11.9个百分点，其中，四大高载能行业贡献率同比降低13.7个百分点，降幅超过第二产业，主要通过高技术和装备制造业贡献率提高来弥补；第三产业和城乡居民生活用电量的贡献率分别超过其所占用电比重7.7和4.9个百分点。拉动电力消费增长的动力延续从传统高载能行业向服务业、居民消费、高技术和装备制造业等转换的趋势。
四是用电量增速西高东低。全国31个省份用电量均实现正增长，分区域看，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长7.7%、10.4%、11.9%和9.6%；分别拉动全国全社会用电量增长3.7、1.9、3.2和0.6个百分点，东部地区用电量增速虽低于其他地区，但由于其所占比重较高，拉动率居各地区首位。
（二）电力清洁低碳发展趋势明显，高质量发展成效显现
截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量17.3亿千瓦、同比增长6.2%，增速同比回落0.7个百分点。其中，水电3.0亿千瓦、火电11.1亿千瓦、核电3694万千瓦、并网风电1.7亿千瓦。
电力供应主要特点有：
一是发电结构绿色化转型持续推进，非化石能源发电新增装机比重创新高。在国家推进供给侧结构性改革、推动化解煤电过剩产能等背景下，电源结构继续优化。全国新增发电装机容量5211万千瓦，同比增加160万千瓦。其中，非化石能源发电新增装机3827万千瓦、占新增总装机的73.5%，为历年新高；其中太阳能发电新增装机2581万千瓦，约占总新增装机的一半，东、中部地区太阳能发电新增装机占全国比重为73.8%。新增煤电装机998万千瓦，同比减少10.3%。
二是水电发电量低速增长，太阳能发电等新能源发电量快速增长。全国规模以上发电量同比增长8.3%。其中，受水电装机容量低速增长以及部分流域来水偏枯等影响，规模以上水电发电量同比增长2.9%；火电发电量在电力消费快速增长、水电发电量低速增长等因素影响下，同比增长8.0%。并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为817、1917、1300亿千瓦时，同比分别增长63.2%、28.6%、13.1%。
三是风电、太阳能发电等设备利用小时同比提高，不合理弃风弃光问题继续得到改善。全国发电设备利用小时为1858小时、同比提高68小时。其中，水电设备利用小时1505小时、同比降低9小时；火电设备利用小时2126小时、同比提高116小时；太阳能发电、风电、核电设备利用小时分别为637、1143、3548小时，同比分别提高7、159、141小时。在各级政府和电力企业等多方共同努力下，弃风弃光弃水问题继续得到改善，今年国家电网公司和南方电网公司分别制定了促进清洁能源消纳的22项和24项工作措施，在加快电网建设、合理安排调度、加大市场交易、加强全网消纳、推动技术创新等多方面推进清洁能源消纳，效果明显。如，国家电网公司经营区域内，东北、西北地区风电设备利用小时同比分别提高198、170小时，西北地区太阳能发电设备利用小时同比提高76小时；南方电网公司经营区域内上半年清洁能源发电基本全额消纳。
四是跨区和跨省送电量快速增长，清洁能源持续大范围优化配置。电网企业全力服务脱贫攻坚，持续加强农网及配网建设投资，有效改善农业和农村服务业等生产用电条件，全国110千伏及以下电网投资比重继续过半。全国基建新增220千伏及以上变电设备容量14981万千伏安，新增220千伏及以上输电线路长度22396千米，新增±800千伏换流容量500万千瓦。在近两年多条特高压工程陆续投产的拉动下，全国分别完成跨区、跨省送电量2001和5736亿千瓦时，同比分别增长20.3%和19.4%，增速同比分别提高19.5和11.4个百分点，助力清洁能源实现大范围优化配置。
五是电力燃料供应偏紧，煤电企业经营形势仍然较为严峻。上半年，电煤以及天然气供应均存在地区性时段性偏紧情况，少数地区供需矛盾较为突出。电煤价格总体处于高位波动态势，根据中国沿海电煤采购价格指数——CECI沿海指数显示，反映电煤采购综合成本的CECI5500大卡综合价上半年波动区间为571-635元/吨，各期价格都超过了《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》中规定的绿色区间上限，国内煤价持续高位也导致对标国内煤价的进口煤价格快速上涨，明显提高了国内企业采购成本。根据国家统计局数据，当前全国火电行业资产利润率仅0.3%，火电企业亏损面仍接近一半，部分大型发电集团煤电和供热板块持续亏损。
中国电煤采购价格指数（CECI）周价格图
（三）全国电力供需总体宽松，少数地区出现错峰限电
上半年，全国电力供需总体宽松，但宽松程度比前两年明显收窄。分区域看，东北和西北区域电力供应能力富余，华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡；其中，华中区域在1月份受低温寒潮因素影响，多个省级电网采取了有序用电措施，南方区域部分省份存在局部性、阶段性电力供应短缺。
二、全国电力供需形势预测
（一）全社会用电量延续平稳较快增长，全年增速超过2017年
根据气象部门预测，今年夏季全国大部气温偏高，部分地区将出现持续大范围高温天气。综合考虑宏观经济、气温、电能替代、上年同期高基数、国际贸易环境、蓝天保卫战和环保安全检查等因素，预计2018年下半年用电量增速将比上半年有所回落，预计全年全社会用电量增速好于年初预期，超过2017年增长水平。
（二）预计全年新增装机1.2亿千瓦，年底装机容量达到19亿千瓦
预计全年全国新增发电装机容量1.2亿千瓦，其中，预计非化石能源发电新增装机7300万千瓦左右，煤电新增装机略低于4000万千瓦。年底发电装机容量达到19.0亿千瓦左右，其中，煤电装机容量10.2亿千瓦，非化石能源发电装机容量合计达到7.6亿千瓦，比重进一步提高至40%，比2017年底提高1.5个百分点左右。预计电煤供需形势地区性季节性偏紧，东北地区以及沿海、沿江部分以进口煤为主的电厂高峰期电煤供需形势可能较为严峻。
（三）全国电力供需总体平衡，部分地区迎峰度夏高峰时段电力供需偏紧
受新能源比重持续上升导致部分时段电力系统调峰能力不足、第三产业和居民生活用电比重持续提高带动系统峰谷差持续增大、电煤地区性季节性偏紧等多重因素叠加影响，预计全国电力供需总体平衡、部分地区在迎峰度夏高峰时段电力供需偏紧。
分区域看，预计华北区域电力供应紧张，河北南部电网、京津唐和山东电网在迎峰度夏用电高峰期电力供应紧张；华东、华中、南方区域部分省份电力供需偏紧，主要是江苏、浙江、安徽、湖北、湖南、江西、广东等省份在迎峰度夏高峰时段电力供需偏紧；东北、西北区域预计电力供应能力富余。预计全年全国发电设备利用小时3770小时左右，其中，火电设备利用小时4300小时左右。
三、有关建议
下半年，全面贯彻落实党的十九大精神持续深入推进。时间过半，电力行业认真贯彻落实中央经济工作会议和全国“两会”精神任务异常繁重。需切实按照高质量发展要求，做好迎峰度夏电力保障工作，强化发电燃料供应，缓解电力企业经营困境，加快光伏产业转型升级，修订“十三五”电力发展规划，以推进供给侧结构性改革为主线，稳步做好新时代电力工作，更好地满足人民美好生活用电需求。
（一）落实迎峰度夏工作方案及预案，切实确保电力系统安全稳定运行
一是落实相关方案和预案。相关地方及企业应严格贯彻落实国家发展改革委《关于做好2018年迎峰度夏期间煤电油气运保障工作的通知》（发改运行〔2018〕855号），统筹做好煤电油气运保障工作。各地区要在科学研判本地迎峰度夏期间供需形势的基础上，有效衔接好优先发购电、电力市场化交易、跨省区送受电等各项工作，千方百计提高高峰时段发电供电能力。
二是做好电力稳发稳供。电网企业要科学安排电力系统运行方式，加强电力跨省跨区余缺互济，优化抽水蓄能等调峰电站运行管理；发电企业要认真分析供需形势，周密制定燃料采购、运力衔接和储备计划，并根据燃料实际消耗情况动态调整优化，确保发电燃料需要；加强设备运行维护和管理，确保机组稳发稳供。
三是加强电力系统运行特性分析和监测。当前经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大、新能源比重持续上升导致电力系统调峰能力不足，电力系统形态及特征发生重大变化，系统运行的不确定性大大增加，电网企业要加强电力系统运行特性分析，并结合用电负荷特性变化，研究运行方案，确保电力系统安全、稳定、经济运行；相关部门及地方政府需高度关注云南、贵州等水电大省的火电机组生存和安全运行问题，确保煤电作为备用电源对电力系统的支撑作用。
（二）强化迎峰度夏度冬期间电煤和天然气供应，切实确保发电燃料可靠供应
一是千方百计增加电煤供应，确保供电供热用煤安全。晋陕蒙等重点产煤地区要认真落实增产增供备忘录，加快释放优质产能，增加有效资源供给确保国内电煤供需平衡；有关部门继续加强环保、安监、土地、海关等方面协调力度，避免一刀切，加大优质高效矿井的产能释放和产能置换等相关工作；加强蒙东地区相关煤矿手续完善的协调工作，尽快释放产能，解决东北备冬储煤和迎峰度冬时期电煤供应缺口问题，确保东北地区冬季供电供热用煤。
二是进一步完善中长期合同机制，提高地方煤企和中小煤企中长期合同签订比例，并加强监管确保履约到位。继续发挥中长期合同对电煤价格的稳定器作用，进一步规范中长期合同定价机制，并完善中长期合同监督考核机制，实现监管全过程覆盖。针对部分地方煤企和中小煤企中长期合同签订比例偏低的问题，对问题突出的合同有针对性的开展双方或多方核查，对重点问题落实监督考核问责机制，提高合同履约比率。
三是完善进口煤政策。进口煤作为我国电煤供应的有力补充，尤其在当前电煤供需存在一定缺口的形势下，对于全国尤其是沿海地区电煤市场供需平衡、稳定市场价格及预期，具有举足轻重的作用。建议保持进口煤政策的稳定性和连续性，充分发挥优质进口煤的补充供应作用，并对发电企业的直接进口煤炭加快通关速度；加强进口煤政策统筹性，避免因总量控制导致后续备冬储煤及迎峰度冬期间电煤供应紧张，以及价格剧烈波动。
四是加强重点区域电煤供应和运力保障，并出台措施建立电煤储备基地。对京津冀、东北、湖北、湖南、江西、贵州等产能减少区域和运力制约区域，在铁路运力配置上予以倾斜，加强对中长期合同履行的运力保障；国家层面出台相关措施，设立专项资金，在重点地区建立国家电煤战略储备基地，支持地方政府建设煤炭储存中转基地，以保证迎峰度夏、度冬等关键时段的电煤安全稳定供应，缓解煤炭生产与电煤消耗季节性波动及运力受限等矛盾制约。
五是密切关注天然气供应情况。上年冬季以来，天然气供应紧张，当前用气淡季仍存在浙江、江苏等部分地区发电用气紧张的情况。为避免反复出现取暖及发电用气短缺，建议加强燃气供应，尤其针对京津沪浙等燃气发电占比较高的地区，加快储气基础设施建设，强化燃气资源组织协调，千方百计确保用气安全。
（三）降低电力企业经营成本，切实缓解电力企业经营困境
一是多措并举将煤价稳定在绿色区间，切实缓解煤电企业亏损困境。进一步规范定价机制，杜绝中长期合同名目繁多、定价不规范、变相涨价搭售等不规范行为；进一步规范铁路、港口等各环节收费，有效降低电煤物流成本；加大对煤炭市场价格的有效监管和合理引导，打击囤积居奇、炒作行为。千方百计将电煤综合价格稳定在国家确定的绿色区间，有效缓解煤电企业的经营困局，增强煤电企业保供能力和可持续发展能力。
二是拓宽渠道，完善机制，尽快解决陈欠可再生能源补贴兑现。通过加快出台绿证相关管理细则、推动绿证制度落地实施等措施，拓宽可再生能源补贴资金来源，确保补贴按时到位，切实解决可再生能源企业有利润、无现金流的困境，缓解企业经营压力，维护企业资金链安全。
三是继续给予水电行业增值税优惠政策，切实降低企业经营成本。财政部、国家税务总局发布的《关于大型水电企业增值税政策的通知》（财税〔2014〕10号）文件已于2017年底到期，针对当前大型水电企业增值税实际税负达16%以上，远高于工业企业及行业平均税负水平的情况，建议延续水电行业增值税优惠政策并扩大受益范围，将移民投资、利息支出纳入抵扣范围，有效落实国家供给侧结构性改革“降成本”，促进水电行业健康发展。
（四）加快推动光伏产业转型升级，切实提升能源发展质量效益
一是加强相关政策措施的研究和落实，进一步推动光伏产业健康有序发展。为促进光伏产业健康发展，国家相关部门出台《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源〔2018〕823号），对光伏行业补贴政策及规模指标进行了明确把控。建议加强政策编制发布、缓冲设计及效果预判的分析，确保产业政策的连续性、透明性，合理引导光伏企业有序发展，避免政策波动导致的项目投产扎堆和资源浪费；各地方政府要积极落实国家支持光伏产业发展的各项政策，切实帮助企业降低非技术成本，优化营商环境；加快能源发展“十三五”规划中期评估和滚动修编，对明显超过规划进度的光伏发电装机等目标进行合理调整；加快推进光伏产业领域相关标准的制定，完善光伏产业准入制度，推动企业技术升级；加快推进可再生能源配额制度的落地，进一步促进光伏的消纳。
二是合理把握发展节奏，通过技术创新引领光伏产业升级。根据“十三五”规划的中期评估情况，光伏企业应适当控制发展节奏，避免低效或无效投资；围绕促进产业技术进步和技术降本，光伏企业应不断加大研发投入，避免技术和产品同质化，打造核心竞争力，通过推动技术进步实现企业可持续发展；探索光伏发电与智能化、信息化技术及储能技术的深度融合方式，推动光伏的多样化发展；通过积极发展“光伏扶贫”，实现扶贫、环保和光伏产业的多方共赢。
三是坚持市场引领，加快完善光伏发电市场机制，有序推进光伏发电市场化交易。贯彻落实清洁能源产业发展要求，加快培育光伏发电的市场竞争力，加速平价上网。积极探索多样化的商业模式创新，提升光伏发电的经济性，抓住补贴逐步退坡窗口期，打造自我造血功能，加速由补贴驱动向市场驱动的转型；拓展终端用户市场应用，提供多样化、高品质产品和服务，创造企业新的利润增长点。
注释：
[1]四大高载能行业包括化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业。
[2]根据《国家统计局关于修订<三次产业划分规定(2012)>的通知》（国统设管函〔2018〕74号），三次产业划分进行了调整，将“农、林、牧、渔服务业”调整到第三产业，更名为“农、林、牧、渔专业及辅助性活动”。自2018年5月份起，电力行业按照最新的标准开展行业统计工作，各产业用电相应调整，为保证数据可比性，同期数据亦根据新标准同步调整。
[3]为同口径比重比较，2017年数据亦根据新标准同步调整。 |
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