（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。

数据来源：国家能源局、中商产业研究院整理

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。

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。

（三）全国电力供需情况

上半年，电力行业全力以赴保民生、保发电、保供热，全国电力供需总体平衡。2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，特别是华中和南方地区出现持续低温雨雪天气，拉动用电负荷快速攀升，叠加部分省份风机覆冰停运，江西、湖南、四川、重庆、上海、贵州等地在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧。