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如，国网杭州市萧山区供电公司红船党员服务队接到电力抢修支援任务，前往位于温岭东海之滨的10千伏水产695线故障现场进行电力抢修。

随着8个电力现货试点陆续进入试运行阶段，监管机构和市场设计者将获得更多更具体的市场运行数据。市场淘汰需要积极引导：在市场竞争中自然淘汰的、落后低效的冗余机组对平衡系统供需、形成可持续的市场价格至关重要，因此应积极引导这种市场退出行为，预留市场调度的红利以应对相关资产搁置和人员就业等问题。

但无论如何进行市场设计的客制化，其核心都是优先利用高效资源以及优化成本。建议政策制定者考虑预留部分改革红利来处理相关问题，而不是全部传递给终端用户。政策制定者已经意识到市场其实是一种设计选择，必须基于实施地区独特的技术、政策和经济背景与挑战来设计，并不存在一种通行的完美电力市场设计。帮助发电企业实现从计划调度到市场调度、甚至市场退出的平稳过渡是电改能否顺利进行的关键之一。政策制定者需要妥善解决市场退出带来的失业和国有资产搁置等问题。

该研究结合了经济调度模型、市场行为和经济分析模拟，识别在不同的能量现货市场设计下，系统能够实现的成本和碳排放降低，以及每个发电机组的经济性变化。市场淘汰需要积极引导电力现货市场与其他现货市场一样遵循市场供需和价格的基本关系：当供应过剩时，市场价格低迷。加快进口煤通关速度，保障发电燃料稳定供应。

[3]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。保持进口煤政策连续性，引导市场合理预期，控制电煤价格在合理区间，缓解煤电企业经营困境。制造业用电量1.72万亿千瓦时、同比增长3.4%，一、二季度同比增长均为3.4%。全社会用电量平稳增长，第三产业和城乡居民生活用电量较快增长、贡献突出。

三是水电和太阳能发电设备利用小时同比提高。西北区域是外送电量最多的区域，上半年外送电量911亿千瓦时，占全国跨区送电量的40.6%，外送电量比上年增长15.9%。

[2]消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装、服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。弃风弃光问题继续改善，国家电网公司、南方电网公司经营区域内新能源利用率均超过95%。新增煤电装机984万千瓦、同比少投产54万千瓦。年底全国发电装机容量20亿千瓦左右。

五是跨区跨省送电量较快增长，清洁能源得到大范围优化配置。东北、西北区域电力供应富余。租赁和商务服务业、房地产业、批发和零售业用电量同比分别增长12.9%、11.9%、10.7%。三是尽快推进电煤中长协合同含税基准价调整及价格区间，协调煤炭生产企业相应调整电煤价格，推动降税红利有效传导至终端用户。

占全社会用电量比重为1.0%、与上年同期持平。实施促进可再生能源等清洁能源发展的绿色信贷政策。

（二）总装机容量年底达20亿千瓦，非化石能源装机比重提高至42%预计2019年全国新增发电装机容量1.1亿千瓦左右。二是第二产业及其制造业用电量稳定增长。

开发针对风电、光伏等清洁能源项目的融资品种，将应收补贴款纳入流贷支持范围，解决全行业补贴资金缺口。（三）全国电力供需总体平衡，迎峰度夏期间部分地区偏紧预计下半年全国电力供需总体平衡，部分地区电力供需偏紧，迎峰度夏高峰时段存在电力缺口。二是推动煤炭优质产能释放，合理安排运力，对煤炭供应不足和运力受制约区域，在铁路运力配置上予以倾斜。四是城乡居民生活用电量继续保持较快增长。预计2019年底，全国发电装机容量可提前达到2020年20亿千瓦的规划目标，太阳能发电装机容量远超2020年1.1亿千瓦的规划目标，非化石能源发电装机比重也将超过2020年39%的规划目标。从制造业几大类行业来看，高技术及装备制造业[1]用电量同比增长3.5%。

占全社会用电量比重为14.7%、比上年同期提高0.6个百分点。三、有关建议当前已进入迎峰度夏关键期，下半年重大活动保电任务较为繁重，要切实按照高质量发展要求，做好用电预测预警和用电服务，保证电力燃料供给，保障电力生产供应，缓解电力企业经营困难，满足实体经济和行业发展要求、以及人民美好生活用电需求。

四大高载能行业[3]用电量同比增长3.4%，其中，建材行业用电量增长6.1%，黑色行业用电量增长5.9%，化工行业用电量增长1.3%，有色行业用电量增长1.2%。电能替代持续推广催生第三产业用电增长新亮点，充换电服务业用电量增长129.0%，港口岸电用电量增长316.9%，城市公共交通运输业用电量增长18.6%。

受用电需求增长放缓、水电等非化石能源发电量快速增长等因素影响，全国规模以上火电厂发电量2.45万亿千瓦时、同比增长0.2%。二、全国电力供需形势预测（一）下半年用电量延续平稳增长态势，全年增长5.5%左右综合考虑国内外宏观经济形势、电能替代、上年基数、环保安全检查等因素，下半年电力消费仍将延续上半年的平稳增长态势，预计2019年全国全社会用电量同比增长5.5%左右。

其中，信息传输、软件和信息技术服务业用电继续保持快速增长势头，同比增长13.6%。预计全年火电设备利用小时略低于2018年的4378小时。受电价进一步降低、燃料成本持续高位、可再生能源补贴严重滞后等因素影响，电力企业经营总体仍比较困难。五是按约定加快可再生能源补贴目录公布和补贴资金发放，尽快解决巨额拖欠问题，缓解企业经营和资金压力。

上半年，城乡居民生活用电量4993亿千瓦时、同比增长9.6%，一、二季度分别增长11.0%、7.7%。新增非化石能源发电装机容量2506万千瓦，占新增发电装机总容量的61.5%。

结合电力供需分析与预测，提出建议如下：（一）密切跟踪宏观经济形势变化，助力实体经济发展建议加强用电监测分析预警，落实好一般工商业降电价政策，做好电力服务与电能替代等工作，助力实体经济发展。受煤矿安全事故、安全生产督查、公路超限超载运输治理等因素影响，局部地区部分时段电煤供应偏紧。

四是加强需求侧管理，扩大峰谷电价执行范围，确定科学合理的峰谷分时电价比，按最大供需缺口制定落实有序用电措施，引导用户错峰用电，实现削峰填谷、移峰平谷，全力满足用电需求。新增220千伏及以上输电线路长度16292千米、同比少投产6105千米。

二是在落实2019年一般工商业平均电价再降10%要求基础上，持续清理规范转供电环节不合理加价，确保将降电价红利惠及终端用户，实现用电企业降本增效。上半年，全国电力生产运行平稳，电力供需总体平衡。上半年，全国规模以上电厂水电发电量5138亿千瓦时、同比增长11.8%，核电发电量1600亿千瓦时、同比增长23.1%，全口径并网风电、并网太阳能发电量分别为2145、1063亿千瓦时，同比分别增长11.5%、29.1%。电力消费主要特点有:一是第一产业用电量中速增长

三是尽快推进电煤中长协合同含税基准价调整及价格区间，协调煤炭生产企业相应调整电煤价格，推动降税红利有效传导至终端用户。（三）高度重视电力企业经营困难，维护行业可持续发展能力重视电网、煤电及新能源企业经营困难，高度关注近期火电厂破产清算问题，建议做好价格形成机制、电煤中长期合同价格及履约监管、新能源补贴发放等工作。

核电3429小时、同比下降118小时。电煤价格总体高位波动，2月份以来，CECI沿海指数各期综合价均超过《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》（发改运行〔2016〕2808号）规定的绿色区间上限，国内煤电企业燃料成本居高不下。

六是电力燃料供应总体平衡，电煤价格高位波动。全国发电设备利用小时1834小时，同比下降24小时。

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