煤电沙龙第十一期我们荣幸地邀请了国网经济技术研究院规划二处副处长刘斯伟、清华大学低碳能源实验室助理研究员杜尔顺、原国网吉林省经济技术研究院教授级高工周景宏参与关于重要电力输出省份煤电发展展望的相关讨论。

同时,该公司按月将任务指标层层分解下压基层供电所,并纳入每月业绩考核和同业对标考核,确保把工作责任落实到每个环节网上国网等智能交费业务的推广运用以及银行电子托收、企业电费网银、网上国网企业支付、银行虚拟管家卡产品等多种交费渠道的上线运营,不但给广大电力客户带来了便利,也有效缩短了电费回收周期,为上半年电费回收双结零提供了有力保障。

营销部利用微信建立电费回收管理工作群,每日监控、通报电费回收进展及电费资金到账情况,加大电费资金全过程的监督、督导及催缴力度,每个月对电费回收风险客户实行早分析、早发现,密切跟踪高压及大工业客户的生产、关停动向,及时指导客户的生产经营情况,当好客户的电参谋、做好客户的电保姆,严格杜绝客户电费回收风险隐患。同时,该公司按月将任务指标层层分解下压基层供电所,并纳入每月业绩考核和同业对标考核,确保把工作责任落实到每个环节。今年以来,由于受突如其来新冠肺炎疫情影响,面对永昌县大工业企业停工、一般工商业客户关停等严峻防控形势,该公司电费回收工作也面临前所未有的压力和挑战。截止目前,永昌县居民客户签约率达100%、非居民客户签约率达99.88%、高压客户签约率达72.27%;远程停、复电成功率均达到99.60%以上;客户线上缴费率达91.83%。截止6月份底,该公司实收电费8352.32万元,电费回收100%。

2020年上半年,国网永昌县供电公司完成销售电量16799.57万千瓦时,同比增加449.49万千瓦时,增长率2.67%;应收电费8352.32万元,国家阶段性降低企业用电成本及大用户直购电交易等因素导致应收电费同比减少233.32万元。为更好的应对疫情,按时完成电费回收任务,该公司积极响应、快速反应,面对客户电费按时交纳风险日益增高的现状,以电费指标风险管控为导向,以省公司重点用户电费风险防范指引为指导,全面摸排辖区电费回收风险情况,重点对高耗能、去产能、季节性用电、集中供暖、临时用电等客户群体开展回收风险排查,逐户制定《电费回收风险管控工作方案》,采取分次结算、电费金融、煤电抹账、关联追讨、政府兜底、政策支持、失信惩戒、资产抵押、物电互抵、诉讼保全等行之有效的10项风险防控举措,完善更新疫情防控常态化形势下电费回收一户一策、一厂一策电费回收措施,建立健全电费回收监督和进度评价制度,强化电费回收责任上半年，全国新增发电装机容量3695万千瓦，同比减少378万千瓦。

（二）关于提高电力供应业发展能力方面的建议上半年全国电力供应业输配电业务整体亏损，省级电网企业亏损面接近70%。其中，电力市场中长期电力直接交易电量为9602亿千瓦时，同比增长8.5%，占全社会用电量比重为28.6%，同比提高2.6个百分点。省级电网中，湖南、江西、广东、内蒙古西部等部分地区用电高峰时段将可能出现电力缺口，需采取有序用电措施。高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。

加快提高清洁能源消纳责任权重（配额比例），让更多市场主体扩大绿证的购买量。全国跨省送电量6470亿千瓦时，同比增长0.7%，其中，一、二季度增速分别为-5.2%、5.9%。

（三）关于解决可再生能源补贴拖欠问题方面的建议我国可再生能源补贴相关政策法规，推动了新能源产业取得长足发展，但近年来可再生能源补贴拖欠缺口越来越大，带来新能源企业资金紧张、企业财务费用大幅上升、上下游三角债、新能源企业评级下降导致企业融资难融资贵等问题，制约了新能源产业的健康可持续发展，建议：一是坚持有法可依，提升全社会发展新能源的信心。全国全口径非化石能源发电装机容量合计8.7亿千瓦，占全口径发电装机容量的比重为42.4%，比上年底提高0.4个百分点。上半年，全国核电设备利用小时3519小时，同比提高90小时。加快建立并完善电力辅助服务市场及市场化电价形成机制，针对灵活性电源、电化学等储能装置出台容量电价，进一步提高灵活性调节电源以及储能装置建设的积极性，提高电力系统的调节能力。

三是提高系统调节能力。分区域看，预计华北、华东区域电力供需总体平衡。东北、西北区域电力供应能力富余。一是电力投资快速增长。

上半年，纳入行业投资统计体系的主要电力企业合计完成投资3395亿元，同比增长21.6%。一是第一产业用电量同比增长8.2%，畜牧业和渔业用电量快速增长。

上半年，第二产业用电量2.25万亿千瓦时，同比下降2.5%，一、二季度增速分别为-8.8%、3.3%。依托大数据、云计算、物联网等新技术的服务业快速发展，上半年信息传输/软件和信息技术服务业用电量增长27.7%。

为保障和提高电力供应业服务经济社会发展能力，尤其是落实好国务院政府工作报告提出的推动降低企业生产经营成本、降低工商业电价5%政策延长至年底要求，建议：一是多渠道筹集一般工商业电价降价资金来源。电网工程建设完成投资1657亿元，同比增长0.7%，其中，一、二季度增速分别为-27.4%、13.1%，二季度电网企业加快在建项目复工复产，并加大新基建等投资项目开工力度，发挥好有效投资的关键作用。注释：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4个行业。上半年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量12024亿千瓦时，同比增长5.9%。（二）非化石能源发电装机比重继续提高预计全年全国基建新增发电装机容量1.3亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产8600万千瓦左右。预计年底全国发电装机容量21.3亿千瓦，同比增长6%左右。

（二）电力生产供应情况截至6月底，全国全口径发电装机容量20.5亿千瓦、同比增长5.5%。并网太阳能发电设备利用小时663小时，同比提高13小时。

（三）全国电力供需总体平衡上半年，全国电力供需总体平衡有余，为社会疫情防控和复工复产、复商复市提供坚强电力保障。五是跨区送电量较快增长，清洁能源进一步大范围优化配置。

核电发电量1716亿千瓦时，同比增长7.2%。上半年，制造业用电量同比下降3.0%，其中，四大高载能行业、其他制造业行业、高技术及装备制造业、消费品制造业用电量同比分别下降1.0%、2.5%、4.4%、9.4%。

截至6月底，全国全口径水电装机容量3.6亿千瓦、火电12.1亿千瓦、核电4877万千瓦、并网风电2.2亿千瓦、并网太阳能发电装机2.2亿千瓦。上半年，第三产业用电量5333亿千瓦时，同比下降4.0%，一、二季度增速分别为-8.3%、0.5%。五是西部地区用电量增长2.9%，全国共有13个省份用电量为正增长。上半年，全国跨区送电量2454亿千瓦时，同比增长9.4%，其中，一、二季度增速分别为6.8%、11.7%。

一、2020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3.35万亿千瓦时，同比下降1.3%，一、二季度增速分别为-6.5%、3.9%，二季度经济运行稳步复苏是当季全社会用电量增速明显回升的最主要原因。分城乡看，城镇居民用电量增长3.6%，乡村居民用电量增长10.5%。

三、有关建议电力行业作为我国国民经济的基础性行业，针对当前电力安全稳定供应、电力供应业发展能力、新能源发展等方面存在的问题，为进一步保障六稳和六保工作更好落实，提出有关建议如下：（一）关于保障电力安全稳定供应方面的建议当前经济逐步复苏，再叠加逆周期调节措施效果继续显现以及高温天气等因素，预计迎峰度夏期间电力负荷较快增长。（三）全国电力供需保持总体平衡预计全国电力供需总体平衡、局部地区高峰时段电力供应偏紧。

全国发电设备平均利用小时1727小时，同比降低107小时。合理给予企业国有资本经营预算资金支持，在信贷投放规模、资金成本利率等方面对农网建设改造等工程给予更大支持。

二是新增装机规模同比减少，非化石能源发电装机比重继续提高。二是发行专项建设债，推动绿色信贷发展。华中、南方区域部分省份高峰时段电力供需偏紧。电力行业坚决贯彻落实党中央、国务院决策部署，为社会疫情防控和复工复产、复商复市提供坚强电力保障，并坚决落实好阶段性降低用电成本政策，降低用户用电成本。

二是对电力供应业提供相关政策支持。东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省，下同。

随着复商复市的持续推进，6月份增速回升至7.0%。四是核电、太阳能发电设备利用小时同比提高。

二、全国电力供需形势预测（一）下半年电力消费增速将比上半年明显回升当前我国经济呈现出恢复性增长势头，表现出逐步回稳态势，充分展现出我国经济强大韧性和巨大回旋余地。分电网区域看，华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡。