今年以来，国内疫情多发散发，国际环境更趋复杂严峻，面对异常复杂困难局面，电力行业认真贯彻落实党中央国务院关于能源电力安全保供的有关要求，采取有力有效措施，全力以赴保障电力安全可靠供应，以实际行动践行“人民电业为人民”宗旨。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。

　　一、2022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4.10万亿千瓦时，同比增长2.9%。一、二季度，全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%，二季度增速明显回落主要因4、5月受部分地区疫情等因素影响，全社会用电量连续两月负增长。6月，随着疫情明显缓解，稳经济政策效果逐步落地显现，叠加多地高温天气因素，当月全社会用电量同比增长4.7%，比5月增速提高6.0个百分点。6月电力消费增速的明显回升，一定程度上反映出当前复工复产、复商复市取得积极成效。

　　一是第一产业用电量513亿千瓦时，同比增长10.3%。其中，一、二季度同比分别增长12.6%和8.3%，保持较快增长，一定程度上反映出当前农业农村良好的运行态势。乡村振兴战略全面推进以及近年来乡村用电条件明显改善、电气化水平持续提升，拉动第一产业用电量保持较快增长。

　　二是第二产业用电量2.74万亿千瓦时，同比增长1.3%。其中，一、二季度同比分别增长3.0%、-0.2%。二季度受疫情等因素影响出现负增长，主要是4、5月同比分别下降1.4%和0.5%，6月增速由负转正，同比增长0.8%。

　　上半年，高技术及装备制造业合计用电量同比增长1.8%，其中，电气机械和器材制造业、医药制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业用电量增速均超过5%。四大高载能行业合计用电量同比增长0.2%，其中，化工行业用电形势相对较好，同比增长4.9%;黑色金属冶炼行业和建材行业用电量同比分别下降2.8%和4.6%，建材中的水泥行业用电量同比下降16.3%，与当前较为低迷的房地产市场相关。消费品制造业合计用电量同比下降0.4%，其中，酒/饮料及精制茶制造业、食品制造业、农副食品加工业、烟草制品业用电量均为正增长。其他制造业行业合计用电量同比增长3.3%，其中，废弃资源综合利用业、石油/煤炭及其他燃料加工业用电量同比分别增长12.4%和9.3%。

　　三是第三产业用电量6938亿千瓦时，同比增长3.1%。其中，一、二季度同比分别增长6.2%、0.0%。4、5月第三产业用电量同比分别下降6.8%和4.4%，6月转为正增长10.1%。二季度，交通运输/仓储和邮政业、住宿和餐饮业受疫情的冲击最为显著，这两个行业4、5月用电量同比下降幅度达到或超过10%;6月用电形势好转，交通运输/仓储和邮政业用电量同比增速从5月的下降10.0%上升至6月增长0.6%，住宿和餐饮业增速从5月的下降13.1%上升至6月增长7.7%。上半年，电动汽车充换电服务业用电量同比增长37.8%。

　　四是城乡居民生活用电量6112亿千瓦时，同比增长9.6%。其中，一、二季度同比分别增长11.8%和7.0%。6月，城乡居民生活用电量同比增长17.7%，其中，河南、陕西、上海、河北、重庆同比增长超过50%，高温天气拉动空调降温负荷快速增长。

　　五是中部地区用电量同比增长6.9%，增速领先。上半年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长1.1%、6.9%、3.5%、0.5%。东部和东北地区受疫情等因素影响，二季度用电量同比分别下降2.1%和2.9%。上半年，全国共有26个省份用电量实现正增长，其中，西藏、安徽、湖北、四川、青海、宁夏、江西、山西、河南、云南、黑龙江等11个省份用电量同比增长超过5%。

　　(二)电力生产供应情况

　　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。上半年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时1777小时，同比降低81小时。分类型看，水电设备利用小时1691小时，同比提高195小时。核电3673小时，同比降低132小时。并网风电1154小时，同比降低58小时。并网太阳能发电690小时，同比提高30小时。火电2057小时，同比降低133小时，其中，煤电2139小时，同比降低123小时;气电1090小时，同比降低239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%。上半年，全国新增220千伏及以上输电线路长度16562千米;全国新增220千伏及以上变电设备容量(交流)13612万千伏安。上半年，全国完成跨区输送电量3233亿千瓦时，同比增长6.6%，其中，一、二季度跨区输送电量分别为1500、1733亿千瓦时，增速分别为-0.7%、13.9%。二季度跨区输送电量增速明显回升，其中6月跨区输送电量同比增长18.9%，当月随着经济回升以及高温天气导致华中、华东部分省份电力供应偏紧，加大了跨区电力支援力度。上半年，全国完成跨省输送电量7662亿千瓦时，同比增长4.9%，其中，一、二季度跨省输送电量分别为3539、4123亿千瓦时，同比分别增长0.5%和9.1%。

　　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%。其中，省内电力直接交易(含绿电、电网代购)电量合计为19336亿千瓦时，省间电力直接交易(外受)电量合计为635亿千瓦时。