7月22日，中国电力企业联合会发布的《2022年上半年全国电力供需形势分析预测报告》(下称《报告》)显示，上半年全国电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡，为疫情防控和经济社会发展提供了坚强电力保障。上半年，高技术及装备制造业合计用电量同比增长1.8%，6月份，制造业用电量同比增长0.9%，增速比5月回升1.3个百分点。

　　《报告》预计下半年全社会用电量同比增长7.0%左右，增速比上半年明显回升。预计2022年全年的全社会用电量增速处于年初预测的5%-6%预测区间的下部。

　　高技术及装备制造业用电量增速回升明显

　　“上半年，制造业用电量同比增长0.8%，其中，一季度增长2.3%，二季度下降0.6%，二季度下降主要是4、5月用电量同比分别下降2.2%和0.5%，6月增速已回升至正增长0.9%。”中电联统计与数据中心主任王益烜对中国工业报表示，6月份，制造业用电量同比增长0.9%，增速比5月回升1.3个百分点。分大类看，高技术及装备制造业用电量同比增长3.6%，增速比5月回升4.9个百分点。消费品用电量同比下降0.2%，降幅比5月收窄3.1个百分点。分行业看，制造业31个行业中，有2个行业6月用电量增速与5月基本持平，有23个行业6月增速比5月回升。分地区看，前期受疫情冲击比较大的地区，6月制造业用电量增速比5月有较为明显的回升，如，江苏、上海、吉林增速分别回升8.4、14.1、19.4个百分点。

　　“总体来说，上半年制造业用电量低速增长，各月增速呈现先降后升态势。”中电联统计与数据中心副主任蒋德斌告诉中国工业报。

　　蒋德斌表示，高技术及装备制造业用电特点有如下三方面：

　　一是上半年高技术及装备制造业用电量增速超过制造业平均水平。上半年，高技术及装备制造业合计用电量同比增长1.8%，高于同期制造业平均水平1.0个百分点，超过四大高载能行业增速1.6个百分点，超过消费品制造业增速2.1个百分点。

　　二是高技术及装备制造业用电量受疫情影响大。高技术及装备制造业产业链较长、涉及到的零部件较多，受疫情对供应链冲击的影响，4月用电量同比下降5.5%，是四大类制造业中降幅最大的一类。其中，汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、通用设备制造业、专用设备制造业、金属制品业4月用电量同比下降均超过10%。

　　三是高技术及装备制造业疫情后增速回升最为明显。随着疫情的缓解，6月高技术及装备制造业用电量转为正增长3.6%，增速环比5月提高4.9个百分点，是四大类制造业中当月增速增长最快，增速环比5月提高最大的一类制造业，反映出高技术及装备制造业复工复产效果明显。其中，汽车制造业前期受上海、吉林等汽车产业聚集地的疫情因素影响，增速大幅下降，但6月增速已上升至6.6%，环比5月增速提高16.4个百分点，是所有31个制造业行业中用电量增速环比提高幅度最大的行业。

　　延续绿色低碳转型趋势

　　截至2022年6月底，全国全口径发电装机容量24.4亿千瓦，同比增长8.1%;上半年全国规模以上电厂发电量3.96万亿千瓦时，同比增长0.7%。从分类型投资、发电装机、发电量增速及结构变化等情况看，电力行业延续绿色低碳转型趋势。

　　一是电力投资同比增长12.0%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到84.7%。上半年，重点调查企业电力完成投资4063亿元，同比增长12.0%。电源完成投资2158亿元，同比增长14.0%，其中非化石能源发电投资占比为84.7%。电网完成投资1905亿元，同比增长9.9%，其中，交流工程投资同比增长5.9%，直流工程投资同比增长64.2%。

　　二是非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至48.2%。截至6月底，全国全口径发电装机容量24.4亿千瓦，其中，非化石能源发电装机容量11.8亿千瓦，同比增长14.8%，占总装机比重为48.2%，同比提高2.8个百分点，绿色低碳转型效果继续显现。分类型看，水电4.0亿千瓦;核电5553万千瓦;并网风电3.4亿千瓦，其中，陆上风电3.16亿千瓦、海上风电2666万千瓦;并网太阳能发电3.4亿千瓦，其中，集中式光伏发电2.1亿千瓦，分布式光伏发电1.3亿千瓦，光热发电57万千瓦。火电13.0亿千瓦，其中煤电11.1亿千瓦，占总发电装机容量的比重为45.5%，同比降低2.8个百分点。

　　三是水电和太阳能发电量增速均超过20%。上半年，全国规模以上电厂水电、核电发电量同比分别增长20.3%和2.0%，火电发电量同比下降3.9%。上半年，全口径并网风电、太阳能发电量同比分别增长12.2%和29.8%。由于电力消费需求放缓以及水电等非化石能源发电量快速增长，上半年全口径煤电发电量同比下降4.0%，占全口径总发电量比重为57.4%，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，也是保障我国电力安全稳定供应的基础电源。

　　四是水电和太阳能发电设备利用小时同比分别提高195和30小时。

　　五是跨区输送电量同比增长6.6%，跨省输送电量同比增长4.9%。

　　六是市场交易电量同比增长45.8%。上半年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量24826亿千瓦时，同比增长45.8%。上半年，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为19971亿千瓦时，同比增长45.0%。

　　七是电煤价格水平总体仍居高位，煤电企业仍大面积亏损。今年以来煤电企业采购的电煤综合价持续高于基准价上限，大型发电集团到场标煤单价同比上涨34.5%，大体测算上半年全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加2000亿元左右。电煤采购成本大幅上涨，涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。

　　迎峰度夏、迎峰度冬期间全国电力供需总体紧平衡

　　当前疫情反弹得到有效控制，企业复工复产、复商复市积极推进，我国经济运行呈现企稳回升态势。全年经济社会发展预期目标以及稳经济一揽子政策措施为全社会用电量增长提供了最主要支撑。

　　受国内外疫情、国际局势、夏季和冬季气温等因素影响，下半年电力消费增长仍存在一定的不确定性。在下半年疫情对经济和社会的影响进一步减弱的情况下，随着国家各项稳增长政策措施效果的显现，尤其是加大基建投资力度将拉动钢铁、建材等高载能行业较快回升，并叠加2021年前高后低的基数效应，以及国家气象部门对今年夏季我国中东部大部气温接近常年到偏高的预测情况，预计下半年全社会用电量同比增长7.0%左右，增速比上半年明显回升。预计2022年全年的全社会用电量增速处于年初预测的5%-6%预测区间的下部。

　　《报告》显示。在新能源快速发展带动下，2022年新增装机规模将创历史新高，预计全年新增发电装机容量2.3亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.8亿千瓦左右。预计2022年底，全口径发电装机容量达到26亿千瓦左右，其中，非化石能源发电装机合计达到13亿千瓦左右，同比增长16%，占总发电装机容量比重上升至50%，将首次达到总发电装机规模的一半，比2021年底提高3个百分点左右。其中，水电4.1亿千瓦、并网风电3.8亿千瓦、并网太阳能发电4.0亿千瓦、核电5672万千瓦、生物质发电4400万千瓦左右。煤电装机容量11.4亿千瓦左右。

　　国内外疫情、宏观经济、燃料供应、气温、降水，以及煤电企业持续大面积严重亏损等多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。预计迎峰度夏、迎峰度冬期间全国电力供需总体紧平衡。