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今年以來煤電企業(yè)采購的電煤綜合價持續(xù)高于基準價上限，大型發(fā)電集團到場標煤單價同比上漲34.5%，大體測算上半年全國煤電企業(yè)因電煤價格上漲導(dǎo)致電煤采購成本同比額外增加2000億元左右。

電煤采購成本大幅上漲，漲幅遠高于煤電企業(yè)售電價格漲幅，導(dǎo)致大型發(fā)電集團仍有超過一半以上的煤電企業(yè)處于虧損狀態(tài)，部分企業(yè)現(xiàn)金流緊張。

中電聯(lián)發(fā)布《2022年上半年全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》

今年以來，國內(nèi)疫情多發(fā)散發(fā)，國際環(huán)境更趨復(fù)雜嚴峻，面對異常復(fù)雜困難局面，電力行業(yè)認真貫徹落實黨中央國務(wù)院關(guān)于能源電力安全保供的有關(guān)要求，采取有力有效措施，全力以赴保障電力安全可靠供應(yīng)，以實際行動踐行“人民電業(yè)為人民”宗旨。上半年，全國電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，電力供需總體平衡，為疫情防控和經(jīng)濟社會發(fā)展提供了堅強電力保障。

一、2022年上半年全國電力供需情況

（一）電力消費需求情況

上半年，全國全社會用電量4.10萬億千瓦時，同比增長2.9%。一、二季度，全社會用電量同比分別增長5.0%、0.8%，二季度增速明顯回落主要因4、5月受部分地區(qū)疫情等因素影響，全社會用電量連續(xù)兩月負增長。6月，隨著疫情明顯緩解，穩(wěn)經(jīng)濟政策效果逐步落地顯現(xiàn)，疊加多地高溫天氣因素，當月全社會用電量同比增長4.7%，比5月增速提高6.0個百分點。6月電力消費增速的明顯回升，一定程度上反映出當前復(fù)工復(fù)產(chǎn)、復(fù)商復(fù)市取得積極成效。

一是第一產(chǎn)業(yè)用電量513億千瓦時，同比增長10.3%。其中，一、二季度同比分別增長12.6%和8.3%，保持較快增長，一定程度上反映出當前農(nóng)業(yè)農(nóng)村良好的運行態(tài)勢。鄉(xiāng)村振興戰(zhàn)略全面推進以及近年來鄉(xiāng)村用電條件明顯改善、電氣化水平持續(xù)提升，拉動第一產(chǎn)業(yè)用電量保持較快增長。

二是第二產(chǎn)業(yè)用電量2.74萬億千瓦時，同比增長1.3%。其中，一、二季度同比分別增長3.0%、-0.2%。二季度受疫情等因素影響出現(xiàn)負增長，主要是4、5月同比分別下降1.4%和0.5%，6月增速由負轉(zhuǎn)正，同比增長0.8%。

上半年，高技術(shù)及裝備制造業(yè)合計用電量同比增長1.8%，其中，電氣機械和器材制造業(yè)、醫(yī)藥制造業(yè)、計算機/通信和其他電子設(shè)備制造業(yè)、儀器儀表制造業(yè)用電量增速均超過5%。四大高載能行業(yè)合計用電量同比增長0.2%，其中，化工行業(yè)用電形勢相對較好，同比增長4.9%；黑色金屬冶煉行業(yè)和建材行業(yè)用電量同比分別下降2.8%和4.6%，建材中的水泥行業(yè)用電量同比下降16.3%，與當前較為低迷的房地產(chǎn)市場相關(guān)。消費品制造業(yè)合計用電量同比下降0.4%，其中，酒/飲料及精制茶制造業(yè)、食品制造業(yè)、農(nóng)副食品加工業(yè)、煙草制品業(yè)用電量均為正增長。其他制造業(yè)行業(yè)合計用電量同比增長3.3%，其中，廢棄資源綜合利用業(yè)、石油/煤炭及其他燃料加工業(yè)用電量同比分別增長12.4%和9.3%。

三是第三產(chǎn)業(yè)用電量6938億千瓦時，同比增長3.1%。其中，一、二季度同比分別增長6.2%、0.0%。4、5月第三產(chǎn)業(yè)用電量同比分別下降6.8%和4.4%，6月轉(zhuǎn)為正增長10.1%。二季度，交通運輸/倉儲和郵政業(yè)、住宿和餐飲業(yè)受疫情的沖擊最為顯著，這兩個行業(yè)4、5月用電量同比下降幅度達到或超過10%；6月用電形勢好轉(zhuǎn)，交通運輸/倉儲和郵政業(yè)用電量同比增速從5月的下降10.0%上升至6月增長0.6%，住宿和餐飲業(yè)增速從5月的下降13.1%上升至6月增長7.7%。上半年，電動汽車充換電服務(wù)業(yè)用電量同比增長37.8%。

四是城鄉(xiāng)居民生活用電量6112億千瓦時，同比增長9.6%。其中，一、二季度同比分別增長11.8%和7.0%。6月，城鄉(xiāng)居民生活用電量同比增長17.7%，其中，河南、陜西、上海、河北、重慶同比增長超過50%，高溫天氣拉動空調(diào)降溫負荷快速增長。

五是中部地區(qū)用電量同比增長6.9%，增速領(lǐng)先。上半年，東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量同比分別增長1.1%、6.9%、3.5%、0.5%。東部和東北地區(qū)受疫情等因素影響，二季度用電量同比分別下降2.1%和2.9%。上半年，全國共有26個省份用電量實現(xiàn)正增長，其中，西藏、安徽、湖北、四川、青海、寧夏、江西、山西、河南、云南、黑龍江等11個省份用電量同比增長超過5%。

（二）電力生產(chǎn)供應(yīng)情況

截至2022年6月底，全國全口徑發(fā)電裝機容量24.4億千瓦，同比增長8.1%；上半年全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量3.96萬億千瓦時，同比增長0.7%。從分類型投資、發(fā)電裝機、發(fā)電量增速及結(jié)構(gòu)變化等情況看，電力行業(yè)延續(xù)綠色低碳轉(zhuǎn)型趨勢。

一是電力投資同比增長12.0%，非化石能源發(fā)電投資占電源投資比重達到84.7%。上半年，重點調(diào)查企業(yè)電力完成投資4063億元，同比增長12.0%。電源完成投資2158億元，同比增長14.0%，其中非化石能源發(fā)電投資占比為84.7%。電網(wǎng)完成投資1905億元，同比增長9.9%，其中，交流工程投資同比增長5.9%，直流工程投資同比增長64.2%。

二是非化石能源發(fā)電裝機占總裝機容量比重上升至48.2%。截至6月底，全國全口徑發(fā)電裝機容量24.4億千瓦，其中，非化石能源發(fā)電裝機容量11.8億千瓦，同比增長14.8%，占總裝機比重為48.2%，同比提高2.8個百分點，綠色低碳轉(zhuǎn)型效果繼續(xù)顯現(xiàn)。分類型看，水電4.0億千瓦；核電5553萬千瓦；并網(wǎng)風(fēng)電3.4億千瓦，其中，陸上風(fēng)電3.16億千瓦、海上風(fēng)電2666萬千瓦；并網(wǎng)太陽能發(fā)電3.4億千瓦，其中，集中式光伏發(fā)電2.1億千瓦，分布式光伏發(fā)電1.3億千瓦，光熱發(fā)電57萬千瓦。火電13.0億千瓦，其中煤電11.1億千瓦，占總發(fā)電裝機容量的比重為45.5%，同比降低2.8個百分點。

三是水電和太陽能發(fā)電量增速均超過20%。上半年，全國規(guī)模以上電廠水電、核電發(fā)電量同比分別增長20.3%和2.0%，火電發(fā)電量同比下降3.9%。上半年，全口徑并網(wǎng)風(fēng)電、太陽能發(fā)電量同比分別增長12.2%和29.8%。由于電力消費需求放緩以及水電等非化石能源發(fā)電量快速增長，上半年全口徑煤電發(fā)電量同比下降4.0%，占全口徑總發(fā)電量比重為57.4%，煤電仍是當前我國電力供應(yīng)的最主要電源，也是保障我國電力安全穩(wěn)定供應(yīng)的基礎(chǔ)電源。

四是水電和太陽能發(fā)電設(shè)備利用小時同比分別提高195和30小時。上半年，全國6000千瓦及以上電廠發(fā)電設(shè)備利用小時1777小時，同比降低81小時。分類型看，水電設(shè)備利用小時1691小時，同比提高195小時。核電3673小時，同比降低132小時。并網(wǎng)風(fēng)電1154小時，同比降低58小時。并網(wǎng)太陽能發(fā)電690小時，同比提高30小時。火電2057小時，同比降低133小時，其中，煤電2139小時，同比降低123小時；氣電1090小時，同比降低239小時。

五是跨區(qū)輸送電量同比增長6.6%，跨省輸送電量同比增長4.9%。上半年，全國新增220千伏及以上輸電線路長度16562千米；全國新增220千伏及以上變電設(shè)備容量（交流）13612萬千伏安。上半年，全國完成跨區(qū)輸送電量3233億千瓦時，同比增長6.6%，其中，一、二季度跨區(qū)輸送電量分別為1500、1733億千瓦時，增速分別為-0.7%、13.9%。二季度跨區(qū)輸送電量增速明顯回升，其中6月跨區(qū)輸送電量同比增長18.9%，當月隨著經(jīng)濟回升以及高溫天氣導(dǎo)致華中、華東部分省份電力供應(yīng)偏緊，加大了跨區(qū)電力支援力度。上半年，全國完成跨省輸送電量7662億千瓦時，同比增長4.9%，其中，一、二季度跨省輸送電量分別為3539、4123億千瓦時，同比分別增長0.5%和9.1%。

六是市場交易電量同比增長45.8%。上半年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量24826億千瓦時，同比增長45.8%。上半年，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為19971億千瓦時，同比增長45.0%。其中，省內(nèi)電力直接交易（含綠電、電網(wǎng)代購）電量合計為19336億千瓦時，省間電力直接交易（外受）電量合計為635億千瓦時。

七是電煤價格水平總體仍居高位，煤電企業(yè)仍大面積虧損。今年以來煤電企業(yè)采購的電煤綜合價持續(xù)高于基準價上限，大型發(fā)電集團到場標煤單價同比上漲34.5%，大體測算上半年全國煤電企業(yè)因電煤價格上漲導(dǎo)致電煤采購成本同比額外增加2000億元左右。電煤采購成本大幅上漲，漲幅遠高于煤電企業(yè)售電價格漲幅，導(dǎo)致大型發(fā)電集團仍有超過一半以上的煤電企業(yè)處于虧損狀態(tài)，部分企業(yè)現(xiàn)金流緊張。

（三）全國電力供需情況

上半年，電力行業(yè)全力以赴保民生、保發(fā)電、保供熱，全國電力供需總體平衡。2月，全國多次出現(xiàn)大范圍雨雪天氣過程，特別是華中和南方地區(qū)出現(xiàn)持續(xù)低溫雨雪天氣，拉動用電負荷快速攀升，疊加部分省份風(fēng)機覆冰停運，江西、湖南、四川、重慶、上海、貴州等地在部分用電高峰時段電力供需平衡偏緊。

二、全國電力供需形勢預(yù)測

（一）電力消費預(yù)測

當前疫情反彈得到有效控制，企業(yè)復(fù)工復(fù)產(chǎn)、復(fù)商復(fù)市積極推進，我國經(jīng)濟運行呈現(xiàn)企穩(wěn)回升態(tài)勢。全年經(jīng)濟社會發(fā)展預(yù)期目標以及穩(wěn)經(jīng)濟一攬子政策措施為全社會用電量增長提供了最主要支撐。

受國內(nèi)外疫情、國際局勢、夏季和冬季氣溫等因素影響，下半年電力消費增長仍存在一定的不確定性。在下半年疫情對經(jīng)濟和社會的影響進一步減弱的情況下，隨著國家各項穩(wěn)增長政策措施效果的顯現(xiàn)，尤其是加大基建投資力度將拉動鋼鐵、建材等高載能行業(yè)較快回升，并疊加2021年前高后低的基數(shù)效應(yīng)，以及國家氣象部門對今年夏季我國中東部大部氣溫接近常年到偏高的預(yù)測情況，預(yù)計下半年全社會用電量同比增長7.0%左右，增速比上半年明顯回升。預(yù)計2022年全年的全社會用電量增速處于年初預(yù)測的5%-6%預(yù)測區(qū)間的下部。

（二）電力供應(yīng)預(yù)測

在新能源快速發(fā)展帶動下，2022年新增裝機規(guī)模將創(chuàng)歷史新高，預(yù)計全年新增發(fā)電裝機容量2.3億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電裝機投產(chǎn)1.8億千瓦左右。預(yù)計2022年底，全口徑發(fā)電裝機容量達到26億千瓦左右，其中，非化石能源發(fā)電裝機合計達到13億千瓦左右，同比增長16%，占總發(fā)電裝機容量比重上升至50%，將首次達到總發(fā)電裝機規(guī)模的一半，比2021年底提高3個百分點左右。其中，水電4.1億千瓦、并網(wǎng)風(fēng)電3.8億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電4.0億千瓦、核電5672萬千瓦、生物質(zhì)發(fā)電4400萬千瓦左右。煤電裝機容量11.4億千瓦左右。

（三）電力供需形勢預(yù)測

國內(nèi)外疫情、宏觀經(jīng)濟、燃料供應(yīng)、氣溫、降水，以及煤電企業(yè)持續(xù)大面積嚴重虧損等多方面因素交織疊加，給電力供需形勢帶來不確定性。預(yù)計迎峰度夏、迎峰度冬期間全國電力供需總體緊平衡。

迎峰度夏期間，全國電力供需總體緊平衡，華東、華中、南方區(qū)域部分省份用電高峰時段電力供需偏緊，華北、東北、西北區(qū)域電力供需基本平衡。迎峰度冬期間，全國電力供需總體緊平衡，華東、華中、南方、西北區(qū)域部分省份用電高峰時段電力供需偏緊，華北、東北區(qū)域電力供需基本平衡。

三、有關(guān)建議

今年以來，電力行業(yè)認真貫徹落實黨中央“疫情要防住、經(jīng)濟要穩(wěn)住、發(fā)展要安全”的要求，緊緊圍繞國家“穩(wěn)增長、保供應(yīng)、防風(fēng)險、促發(fā)展”的工作目標，克服各種困難，為經(jīng)濟社會發(fā)展提供了堅強可靠電力保障。隨著新能源比重的不斷提高，電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的不確定性增加，大面積停電的潛在風(fēng)險因素仍然存在。目前進入電力保供的關(guān)鍵期，需要密切跟蹤天氣、燃料、消費和市場等形勢進行綜合預(yù)判，全力做好迎峰度夏電力保供工作。結(jié)合當前電力供需形勢和行業(yè)發(fā)展趨勢，提出如下建議：

（一）保障用電高峰期間電力供需平衡

當前國內(nèi)疫情緩解、國家穩(wěn)經(jīng)濟政策逐步落地見效，各地復(fù)工復(fù)產(chǎn)在明顯加快，疊加夏季氣溫不斷升高，目前全國已有多個省級電網(wǎng)負荷創(chuàng)新高，迎峰度夏保供形勢復(fù)雜嚴峻，需要統(tǒng)籌產(chǎn)、輸、配、用等各重點環(huán)節(jié)，做好用電預(yù)案，以保障用電高峰期間電力供需平衡，建議：

一是增效挖潛保障夏季電力可靠供應(yīng)。加強在役機組運行管理，減少非計劃停機、受阻情況，保障機組穩(wěn)發(fā)滿發(fā)。最大限度挖掘各品類電源頂峰發(fā)電潛力。優(yōu)化跨區(qū)域電網(wǎng)間的開機備用、錯峰支援、余缺調(diào)劑，全力保障高峰期間電力供需平衡。克服疫情影響，加快重點電源建設(shè)進度，緩解負荷中心的供電緊張。加快推進地區(qū)網(wǎng)架優(yōu)化和配電網(wǎng)建設(shè)改造，實施農(nóng)網(wǎng)鞏固提升工程，增強電網(wǎng)供電可靠性。

二是充分發(fā)揮跨省跨區(qū)通道作用。加大對地方政府協(xié)調(diào)力度，增加跨區(qū)跨省電力交易。嚴格落實跨省區(qū)優(yōu)先發(fā)電計劃，加強省間交易中長期合同電量簽訂和履約，形成穩(wěn)定的送電潮流，發(fā)揮中長期交易穩(wěn)定電力、電量總體平衡的作用。電力緊張省份積極與電力富余省份銜接，充分利用省間交易機制，通過月度、月內(nèi)中長期交易，以及現(xiàn)貨交易等方式增加外來電力電量。

三是扎實做好需求側(cè)管理及有序用電工作。完善需求響應(yīng)價格補償機制，形成可中斷用戶清單，引導(dǎo)各類市場主體主動參與電力需求響應(yīng)，以市場化方式降低高峰時段負荷需求，推動需求響應(yīng)規(guī)模盡快達到地區(qū)最大用電負荷的5%。加快出臺全國性需求響應(yīng)政策和價格機制，推動有序用電向市場化的需求響應(yīng)轉(zhuǎn)變。認真細致做好有序用電管理工作，健全完善拉閘限電預(yù)警和問責(zé)機制。

（二）確保電力燃料穩(wěn)定供應(yīng)

當前，受地緣政治沖突影響，國際煤油氣供應(yīng)緊張，加大我國進口煤炭、天然氣的難度，國內(nèi)煤礦及港口煤炭庫存偏低，迎峰度夏期間電煤等能源保供面臨潛在風(fēng)險。針對國內(nèi)煤炭供應(yīng)、電煤價格、煤炭中長期合同及產(chǎn)運輸?shù)确矫妫ㄗh：

一是持續(xù)增加煤炭供應(yīng)總量。繼續(xù)加大產(chǎn)能釋放，同時進一步梳理煤炭產(chǎn)能核準、核增各項手續(xù)審批辦理過程中的難點、堵點，提升統(tǒng)籌協(xié)調(diào)層級，幫助企業(yè)盡快完成辦理手續(xù)，盡快釋放今年新增的3億噸煤炭產(chǎn)能，確保煤炭日產(chǎn)量穩(wěn)定在1260萬噸左右的水平。增強煤炭生產(chǎn)供應(yīng)彈性，優(yōu)先組織滿足條件的先進產(chǎn)能煤礦，尤其安全系數(shù)高、產(chǎn)量釋放快速等特點的露天煤礦，建立保供煤礦“白名單”，根據(jù)需要按一定系數(shù)調(diào)增產(chǎn)能，形成煤礦應(yīng)急生產(chǎn)能力。建議出臺階段性進口煤采購專項補貼支持保障政策，補足國內(nèi)煤炭供應(yīng)缺口。

二是確保電煤中長協(xié)實現(xiàn)全覆蓋，控制電煤價格在合理區(qū)間。加大力度推動煤炭中長協(xié)的簽約工作，盡快補足電煤中長期合同，消除全覆蓋缺口；加強對電煤中長期合同價格、供應(yīng)量、煤質(zhì)等履約監(jiān)管，穩(wěn)定電煤供應(yīng)基本盤。出臺規(guī)范的煤炭市場價格形成機制，理順當前多軌價格機制，加強現(xiàn)貨價格管控，引導(dǎo)煤價長期穩(wěn)定在合理區(qū)間；完善坑口區(qū)間限價政策，嚴禁各區(qū)域、各煤礦自行創(chuàng)設(shè)指數(shù)和定價機制，杜絕多種價格機制和捆綁搭售引起的價格體系混亂。盡快穩(wěn)定市場預(yù)期，防止煤價持續(xù)上漲推高下游用能成本。

三是加大產(chǎn)運需各環(huán)節(jié)的順暢銜接。加強產(chǎn)運需之間的銜接配合，保障疫情下電煤運輸暢通，開辟電煤汽車運輸綠色通道，將運力向電力電量存在硬缺口省份的煤電企業(yè)適當傾斜。加大對電煤中長期合同，包括發(fā)電集團自有煤源對內(nèi)供應(yīng)和進口應(yīng)急補簽新增中長期合同的鐵路運力支持。另外，要保障煤炭新增產(chǎn)能的運力支持。

（三）支持推動發(fā)電企業(yè)高質(zhì)量轉(zhuǎn)型

隨著碳達峰碳中和戰(zhàn)略的持續(xù)推進，電力綠色低碳轉(zhuǎn)型加快，煤電企業(yè)承擔(dān)保供和轉(zhuǎn)型的雙重壓力，建議從上網(wǎng)電價、財政金融以及碳市場等方面對煤電企業(yè)進行支撐，以保障電力安全供應(yīng)、企業(yè)有序轉(zhuǎn)型。

一是疏導(dǎo)煤電上網(wǎng)電價，緩解煤電企業(yè)經(jīng)營困境。國家相關(guān)部門加強對各地方執(zhí)行《國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）的宏觀指導(dǎo)，督促各地盡快將煤電電價調(diào)整到位，緩解由于燃料成本高漲導(dǎo)致的電力供應(yīng)風(fēng)險。盡快出臺涉高耗能企業(yè)落實市場交易電價管理清單，禁止對涉及高耗能企業(yè)開展優(yōu)惠電價的交易，嚴格落實國家“高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制”的政策要求。進一步明確跨省跨區(qū)送電交易價格形成機制，外送價格浮動機制按照落地省燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行，充分發(fā)揮區(qū)域間余缺相濟作用。

二是加大財稅金融對煤電企業(yè)的支持力度。對由于燃料成本高導(dǎo)致經(jīng)營困難的電煤企業(yè)適度放寬政策支持范圍，盡快形成“自我造血”功能，提高煤電的電力安全供應(yīng)能力。出臺面向煤電行業(yè)所得稅普惠制政策，延長承擔(dān)保供責(zé)任的煤電企業(yè)所得稅虧損結(jié)轉(zhuǎn)年限，并減免征收虧損煤電企業(yè)房產(chǎn)稅和土地使用稅，支持煤電企業(yè)的委托貸款利息納入增值稅抵扣范圍和煤電項目“三改聯(lián)動”，促進煤電企業(yè)可持續(xù)發(fā)展。

三是統(tǒng)籌煤電保供和碳市場發(fā)展。建議第二個履約周期應(yīng)統(tǒng)籌煤電保供和碳市場發(fā)展，合理設(shè)置碳排放配額缺口，不宜大幅下調(diào)基準線，減輕火電企業(yè)整體成本負擔(dān)。建議盡快重啟CCER（國家核證自愿碳減排量）備案政策，發(fā)揮政策引導(dǎo)作用，促進新能源發(fā)展，降低控排企業(yè)履約成本。持續(xù)深化電力交易市場化改革，推進有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價，繼續(xù)擴大市場交易電價上下浮動的范圍。深入研究煤電企業(yè)脫困轉(zhuǎn)型的措施方法，有序推進碳達峰碳中和目標的實現(xiàn)。

注釋：

1.規(guī)模以上電廠發(fā)電量統(tǒng)計范圍為年主營業(yè)務(wù)收入2000萬元及以上的電廠發(fā)電量。

2.四大高載能行業(yè)包括：化學(xué)原料和化學(xué)制品制造業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)、黑色金屬冶煉和壓延加工業(yè)、有色金屬冶煉和壓延加工業(yè)4個行業(yè)。

3.高技術(shù)及裝備制造業(yè)包括：醫(yī)藥制造業(yè)、金屬制品業(yè)、通用設(shè)備制造業(yè)、專用設(shè)備制造業(yè)、汽車制造業(yè)、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設(shè)備制造業(yè)、電氣機械和器材制造業(yè)、計算機/通信和其他電子設(shè)備制造業(yè)、儀器儀表制造業(yè)9個行業(yè)。

4.消費品制造業(yè)包括：農(nóng)副食品加工業(yè)、食品制造業(yè)、酒/飲料及精制茶制造業(yè)、煙草制品業(yè)、紡織業(yè)、紡織服裝、服飾業(yè)、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋業(yè)、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品業(yè)、家具制造業(yè)、造紙和紙制品業(yè)、印刷和記錄媒介復(fù)制業(yè)、文教/工美/體育和娛樂用品制造業(yè)12個行業(yè)。

5.其他制造行業(yè)為制造業(yè)用電分類的31個行業(yè)中，除四大高載能行業(yè)、高技術(shù)及裝備制造業(yè)、消費品行業(yè)之外的其他行業(yè)，包括：石油/煤炭及其他燃料加工業(yè)、化學(xué)纖維制造業(yè)、橡膠和塑料制品業(yè)、其他制造業(yè)、廢棄資源綜合利用業(yè)、金屬制品/機械和設(shè)備修理業(yè)6個行業(yè)。

6.東部地區(qū)包括北京、天津、河北、上海、江蘇、浙江、福建、山東、廣東、海南10個省（市）；中部地區(qū)包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6個省；西部地區(qū)包括內(nèi)蒙古、廣西、重慶、四川、貴州、云南、西藏、陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆12個省（市、自治區(qū)）；東北地區(qū)包括遼寧、吉林、黑龍江3個省。