电量指示仪

近日，在十三届人大四次会议上，《政府工作报告》中提出，制定2030年前碳排放达峰行动方案，扎实做好碳达峰、碳中和各项工作。优化产业结构和能源结构，推动煤炭清洁高效利用，大力发展新能源，在确保安全的前提下积极有序发展核电。值得注意的是，这是历年来政府工作报告中首次提出“积极”发展核电，奠定了未来核电发展的基调。而在两会上，全国人大代表刘巍也表示，“20世纪末至本世纪初这段时间，全球来看核电发电量占比在10%左右。我认为对我国而言10%到15%的比例是比较合适的，但目前不到5%。作为一种基荷电源，核能应该发挥更好的作用。”由此可见，要达到全球平均水平，我国核电建设至少要翻番。实际上，国家能源局中国核电发展中心和国网能源研究院有限公司于2019年7月发布《我国核电发展规划研究》就已经提出，到2030年、2035年和2050年，我国核电机组规模达到1.3亿千瓦、1.7亿千瓦和3.4亿千瓦，占全国电力总装机的4.5%、5.1%、6.7%，发电量分别达到0.9万亿千瓦时、1.3万亿千瓦时、2.6万亿千瓦时，占全国总发电量10%、13.5%、22.1%。数据显示，2020年全国累计发电量为74170.40亿千瓦时，运行核电机组累计发电量为3662.43亿千瓦时，占全国累计发电量的4.94%，占比为近五年之最。根据规划，2050年的核电发电量将达到2020年的7倍，核电占比将翻两番。在“十四五”规划草案中也提出，加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举， 大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上风电，加快西南水电基地建设，安全稳妥推动沿海核电建设，建设一批多能互补的清洁能源基地，非化石能源占能源消费总量比重提高到 20%左右。也就是说，未来我国的核电发电将成为清洁能源的中流砥柱，相关投资也将不断涌入。具体来说，建成华龙一号、国和一号、高温气冷堆示范工程，积极有序推进沿海三代核电建设。推动模块式小型堆、60 万千瓦级商用高温气冷堆、海上浮动式核 动力平台等先进堆型示范。建设核电站中低放废物处置场，建设乏燃料后处理厂。开展山东海阳等核能综合利用示范。核电运行装机容量达到 7000 万千瓦。大力发展核电事业已成为两会共识。此前，核电站一直以来由于核废料，核辐射而广受争议，此次明确大力发展核电事业的信心主要来源于我国核电技术的突破。2011年，日本福岛发生核事故，这给中国核电事业一个警醒，我国需要更安全的三代核电技术，在这种情况下，中核集团按照国际最新要求进行了改造。第一代核电厂属于原型堆核电厂，是为了通过试验形式来验证核电工程实施上的可行性。在时间上主要是20世纪5、60年代的苏联与美国的一些堆型。第二代核电厂主要是在第一代的基础上实现商业化、标准化、系列化、批量化，以提高经济性。在时间上自60年代末至70年代世界上建造的大批单机容量在600－1400MWe的标准化和系列化核电站。而第三代核电厂要求在第二代的基础上更加提高安全与经济性。目前第三代核电主要包括：美国的AP1000（大量采用非能动的安全设置），欧洲的EPR（采用增加能动安全系统保证安全），中国的华龙一号（兼有AP1000以及EPR的特点）。“华龙一号”是我国在吸收了AP1000与EPR的特点后，完全具有知识产权的第三代核电技术。第三代核电站的安全性明显优于第二代核电站。由于安全是核电发展的前提，世界各国除了对正在运行的第二代机组进行延寿与补充性建一些二代加的机组外，目前新一批的核电建设重点是采用更安全、更先进的第三代核电机组。与此同时，我国东南沿海地区由于制造业发达对电力需求很大，但风、光、天然气等清洁能源却主要集中在西北地区等用电需求低的地区，这对电力输送提出了很高要求，造成了大量的电力损耗，著名的“西电东送”工程应运而生，而沿海核电的建设将极大缓解沿海地区的用电需求。核电将成未来清洁能源发展主力。“十四五”大型清洁能源基地布局示意图核电的发展不仅顺应我国能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力的需求，还有助于提升我国综合经济实力、工业技术水平。核电的发展将带动相关产业链发展，对供给侧改革，产业链升级具有重要意义。核电站是世界上最复杂的能源系统，为了“华龙一号”，中核集团充分调动核动力院、中国核电工程有限公司等20多家成员单位，联合中国一重、东方电气、有关高校等国内参研参建单位，与法国、意大利、奥地利等14家国际组织和科研机构展开合作，组织5300多家国内外设备厂商完成6万多台套设备的制造供货任务。在这场大国重器自主技术的突围战中，每个系统每个部件为了创新不断挑战的故事，每天都在上演。以核电站电缆安全验证为例，工程人员要让电缆先经过15天模拟高温环境试验、再经过15天强碱性溶液浸泡试验，最后还要历经耐电压性能试验。2018年，习近平总书记在中国一重视察华龙一号蒸发器管板等核电产品展示后强调指出：制造业特别是装备制造业高质量发展是我国经济高质量发展的重中之重，是一个现代化大国必不可少的。现在，国际上单边主义、贸易保护主义上升，我们必须坚持走自力更生的道路。中国要发展，最终要靠自己。目前，我国第三代核电技术不仅供给国内，甚至已经打开了海外市场。随着第三代核电技术的应用，我国已经开始第四代核能系统的研发和建设。据了解，第四代核能系统将满足安全、经济、可持续发展、极少的废物生成、燃料增殖的风险低、防止核扩散等基本要求，世界各国都在不同程度上开展第四代核电能系统的基础技术和学课的研发工作。第四代核能系统主要有六种堆型：超高温气冷堆、钠冷快堆、气冷快堆、铅/铅铋快堆、超临界水堆、熔盐堆。反应堆冷试是示范工程至关重要的节点，主要验证反应堆一回路系统和设备及其辅助管道在高于设计压力下的强度及严密性。在没有经验可借鉴的情况下，华能石岛湾核电牵头开展了脆性转变温度、升降压速率、超压保护等方面的研究。2020年，在没有经验可借鉴的情况下，华能石岛湾核电牵头开展了脆性转变温度、升降压速率、超压保护等方面的研究，华能石岛湾核电高温气冷堆示范工程首台反应堆冷态功能试验一次成功，有效检验了示范工程核岛设备制造和安装质量的可靠性，标志着加快高温气冷堆科技创新成果应用推广、实现全球第四代核电技术引领又迈出了关键一步。目前中国在建的第四代核能系统包括石岛湾的高温气冷堆示范工程和霞浦的钠冷快堆示范工程，还有一些第四代核能系统的实验平台比如甘肃的熔盐堆项目。高温气冷堆预计今年能够投运，成为中国第一座第四代核电站；霞浦的示范快堆建设也在进行，预计三四年内可以完成建设和调试并进入商运阶段。随着核电技术研发的推进和核电站建设计划的公布，未来我国将兴起大规模核电建设项目，相关产业链也将迎来机遇。

中国电力企业联合会发布《2022年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，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%。 　　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。 　　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。 　　二、全国电力供需形势预测 　　(一)电力消费预测 　　当前疫情反弹得到有效控制，企业复工复产、复商复市积极推进，我国经济运行呈现企稳回升态势。全年经济社会发展预期目标以及稳经济一揽子政策措施为全社会用电量增长提供了最主要支撑。 　　受国内外疫情、国际局势、夏季和冬季气温等因素影响，下半年电力消费增长仍存在一定的不确定性。在下半年疫情对经济和社会的影响进一步减弱的情况下，随着国家各项稳增长政策措施效果的显现，尤其是加大基建投资力度将拉动钢铁、建材等高载能行业较快回升，并叠加2021年前高后低的基数效应，以及国家气象部门对今年夏季我国中东部大部气温接近常年到偏高的预测情况，预计下半年全社会用电量同比增长7.0%左右，增速比上半年明显回升。预计2022年全年的全社会用电量增速处于年初预测的5%-6%预测区间的下部。 　　(二)电力供应预测 　　在新能源快速发展带动下，2022年新增装机规模将创历史新高，预计全年新增发电装机容量2.3亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.8亿千瓦左右。预计2022年底，全口径发电装机容量达到26亿千瓦左右，其中，非化石能源发电装机合计达到13亿千瓦左右，同比增长16%，占总发电装机容量比重上升至50%，将首次达到总发电装机规模的一半，比2021年底提高3个百分点左右。其中，水电4.1亿千瓦、并网风电3.8亿千瓦、并网太阳能发电4.0亿千瓦、核电5672万千瓦、生物质发电4400万千瓦左右。煤电装机容量11.4亿千瓦左右。 　　(三)电力供需形势预测 　　国内外疫情、宏观经济、燃料供应、气温、降水，以及煤电企业持续大面积严重亏损等多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。预计迎峰度夏、迎峰度冬期间全国电力供需总体紧平衡。 　　迎峰度夏期间，全国电力供需总体紧平衡，华东、华中、南方区域部分省份用电高峰时段电力供需偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，全国电力供需总体紧平衡，华东、华中、南方、西北区域部分省份用电高峰时段电力供需偏紧，华北、东北区域电力供需基本平衡。 　　三、有关建议 　　今年以来，电力行业认真贯彻落实党中央“疫情要防住、经济要稳住、发展要安全”的要求，紧紧围绕国家“稳增长、保供应、防风险、促发展”的工作目标，克服各种困难，为经济社会发展提供了坚强可靠电力保障。随着新能源比重的不断提高，电力系统安全稳定运行的不确定性增加，大面积停电的潜在风险因素仍然存在。目前进入电力保供的关键期，需要密切跟踪天气、燃料、消费和市场等形势进行综合预判，全力做好迎峰度夏电力保供工作。结合当前电力供需形势和行业发展趋势，提出如下建议： 　　(一)保障用电高峰期间电力供需平衡 　　当前国内疫情缓解、国家稳经济政策逐步落地见效，各地复工复产在明显加快，叠加夏季气温不断升高，目前全国已有多个省级电网负荷创新高，迎峰度夏保供形势复杂严峻，需要统筹产、输、配、用等各重点环节，做好用电预案，以保障用电高峰期间电力供需平衡，建议： 　　一是增效挖潜保障夏季电力可靠供应。加强在役机组运行管理，减少非计划停机、受阻情况，保障机组稳发满发。最大限度挖掘各品类电源顶峰发电潜力。优化跨区域电网间的开机备用、错峰支援、余缺调剂，全力保障高峰期间电力供需平衡。克服疫情影响，加快重点电源建设进度，缓解负荷中心的供电紧张。加快推进地区网架优化和配电网建设改造，实施农网巩固提升工程，增强电网供电可靠性。 　　二是充分发挥跨省跨区通道作用。加大对地方政府协调力度，增加跨区跨省电力交易。严格落实跨省区优先发电计划，加强省间交易中长期合同电量签订和履约，形成稳定的送电潮流，发挥中长期交易稳定电力、电量总体平衡的作用。电力紧张省份积极与电力富余省份衔接，充分利用省间交易机制，通过月度、月内中长期交易，以及现货交易等方式增加外来电力电量。 　　三是扎实做好需求侧管理及有序用电工作。完善需求响应价格补偿机制，形成可中断用户清单，引导各类市场主体主动参与电力需求响应，以市场化方式降低高峰时段负荷需求，推动需求响应规模尽快达到地区最大用电负荷的5%。加快出台全国性需求响应政策和价格机制，推动有序用电向市场化的需求响应转变。认真细致做好有序用电管理工作，健全完善拉闸限电预警和问责机制。 　　(二)确保电力燃料稳定供应 　　当前，受地缘政治冲突影响，国际煤油气供应紧张，加大我国进口煤炭、天然气的难度，国内煤矿及港口煤炭库存偏低，迎峰度夏期间电煤等能源保供面临潜在风险。针对国内煤炭供应、电煤价格、煤炭中长期合同及产运输等方面，建议： 　　一是持续增加煤炭供应总量。继续加大产能释放，同时进一步梳理煤炭产能核准、核增各项手续审批办理过程中的难点、堵点，提升统筹协调层级，帮助企业尽快完成办理手续，尽快释放今年新增的3亿吨煤炭产能，确保煤炭日产量稳定在1260万吨左右的水平。增强煤炭生产供应弹性，优先组织满足条件的先进产能煤矿，尤其安全系数高、产量释放快速等特点的露天煤矿，建立保供煤矿“白名单”，根据需要按一定系数调增产能，形成煤矿应急生产能力。建议出台阶段性进口煤采购专项补贴支持保障政策，补足国内煤炭供应缺口。 　　二是确保电煤中长协实现全覆盖，控制电煤价格在合理区间。加大力度推动煤炭中长协的签约工作，尽快补足电煤中长期合同，消除全覆盖缺口；加强对电煤中长期合同价格、供应量、煤质等履约监管，稳定电煤供应基本盘。出台规范的煤炭市场价格形成机制，理顺当前多轨价格机制，加强现货价格管控，引导煤价长期稳定在合理区间；完善坑口区间限价政策，严禁各区域、各煤矿自行创设指数和定价机制，杜绝多种价格机制和捆绑搭售引起的价格体系混乱。尽快稳定市场预期，防止煤价持续上涨推高下游用能成本。 　　三是加大产运需各环节的顺畅衔接。加强产运需之间的衔接配合，保障疫情下电煤运输畅通，开辟电煤汽车运输绿色通道，将运力向电力电量存在硬缺口省份的煤电企业适当倾斜。加大对电煤中长期合同，包括发电集团自有煤源对内供应和进口应急补签新增中长期合同的铁路运力支持。另外，要保障煤炭新增产能的运力支持。 　　(三)支持推动发电企业高质量转型 　　随着碳达峰碳中和战略的持续推进，电力绿色低碳转型加快，煤电企业承担保供和转型的双重压力，建议从上网电价、财政金融以及碳市场等方面对煤电企业进行支撑，以保障电力安全供应、企业有序转型。 　　一是疏导煤电上网电价，缓解煤电企业经营困境。国家相关部门加强对各地方执行《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)的宏观指导，督促各地尽快将煤电电价调整到位，缓解由于燃料成本高涨导致的电力供应风险。尽快出台涉高耗能企业落实市场交易电价管理清单，禁止对涉及高耗能企业开展优惠电价的交易，严格落实国家“高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制”的政策要求。进一步明确跨省跨区送电交易价格形成机制，外送价格浮动机制按照落地省燃煤发电基准价执行，充分发挥区域间余缺相济作用。 　　二是加大财税金融对煤电企业的支持力度。对由于燃料成本高导致经营困难的电煤企业适度放宽政策支持范围，尽快形成“自我造血”功能，提高煤电的电力安全供应能力。出台面向煤电行业所得税普惠制政策，延长承担保供责任的煤电企业所得税亏损结转年限，并减免征收亏损煤电企业房产税和土地使用税，支持煤电企业的委托贷款利息纳入增值税抵扣范围和煤电项目“三改联动”，促进煤电企业可持续发展。 　　三是统筹煤电保供和碳市场发展。建议第二个履约周期应统筹煤电保供和碳市场发展，合理设置碳排放配额缺口，不宜大幅下调基准线，减轻火电企业整体成本负担。建议尽快重启CCER(国家核证自愿碳减排量)备案政策，发挥政策引导作用，促进新能源发展，降低控排企业履约成本。持续深化电力交易市场化改革，推进有序放开全部燃煤发电电量上网电价，继续扩大市场交易电价上下浮动的范围。深入研究煤电企业脱困转型的措施方法，有序推进碳达峰碳中和目标的实现。 　　注释： 　　1.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量。 　　2.四大高载能行业包括：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。 　　3.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。 　　4.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。 　　5.其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。 　　6.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省(市)；中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省；西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省(市、自治区)；东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。

据美国《星岛日报》报道，电池技术的改良并非经常出现，有如美国西北大学(Northwestern University)一群工程人员所声称的突破更为罕见。华裔教授Harold Kung及其研究团队表示，已成功把锂离子电池的蓄电量及充电速度提升十倍。 　　据Kung教授指出，关键在于各层石墨烯(Graphene)之间的锂离子是如何移动。这些离子穿过电池内石墨烯层的速度直接影响到充电速度。为加快这过程，Kung教授决定在电池的石墨烯层刺上数百万个直径只有10至20纳米的极细小孔，为离子提供通往另一层的“快捷方式”。而结果发现这些刺孔电池的充电速度比传统电池快上十倍，15分钟内便可由零到充满电。 　　这成果未能满足研究员，Kung教授及其团队再着手为电池加大蓄电量。他们在各层石墨烯之间，注入细小集束的硅来增加锂离子的密度。这方法利用石墨烯的可塑性，避免过往改善蓄电量时所遇上的硅膨胀问题，从而让更多离子积聚在电极处。 　　以这方法制成的电池，每次充电便可用上超过一星期。Kung教授表示，现在已近乎两全其美，硅可提供更高的能源密度，而夹层则减少了因硅膨胀收缩所引致的容量损失。即使这些硅集束分裂也不会让硅失去。 　　但这电池仍有一项缺点，在充电150次后，蓄电量及充电速度皆大幅衰减。但正如Kung教授指出，蓄电量的增加将足以弥补这缺点。他在接受英国广播公司(BBC)访问时表示，即使在充电150次之后，这相等于一年或以上的运作，这电池的效率比现时市面上的锂离子电池还要高出五倍。