一、2023年一季度全國電力供需情況
（一）電力消費(fèi)需求情況
一季度，全國全社會用電量2.12萬億千瓦時，同比增長3.6%，比上年四季度增速提高1.1個百分點(diǎn)，電力消費(fèi)增速穩(wěn)中有升。一季度第一、二、三產(chǎn)業(yè)合計(jì)用電量1.78萬億千瓦時，同比增長4.2%。分月份看，1-2月、3月全社會用電量同比分別增長2.3%、5.9%。3月用電量增速比前兩個月回升較多，一方面有上年同期部分地區(qū)疫情形成的低基數(shù)因素；另一方面是受當(dāng)前我國經(jīng)濟(jì)運(yùn)行企穩(wěn)回升的拉動。
一是第一產(chǎn)業(yè)用電量265億千瓦時，同比增長9.7%。其中，農(nóng)業(yè)、漁業(yè)、畜牧業(yè)用電量同比分別增長4.4%、11.6%、15.8%。近年來鄉(xiāng)村生產(chǎn)方式轉(zhuǎn)型升級、電氣化水平持續(xù)提升，拉動第一產(chǎn)業(yè)用電量較快增長。
二是第二產(chǎn)業(yè)用電量1.38萬億千瓦時，同比增長4.2%。分月份看，1-2月、3月第二產(chǎn)業(yè)用電量同比分別增長2.9%和6.4%。一季度制造業(yè)用電量同比增長3.6%。分大類看，四大高載能行業(yè)一季度用電量同比增長4.2%，增速比上年四季度提高2.5個百分點(diǎn)。其中，黑色金屬冶煉和壓延加工業(yè)、建材行業(yè)用電量扭轉(zhuǎn)了上年以來的持續(xù)負(fù)增長態(tài)勢，一季度用電量同比分別增長2.7%和7.5%。高技術(shù)及裝備制造業(yè)一季度用電量同比增長4.0%。其中，電氣機(jī)械和器材制造業(yè)用電量同比增長22.8%，電力建設(shè)投資保持高位拉動行業(yè)用電量快速增長。醫(yī)藥制造業(yè)、汽車制造業(yè)用電量增速超過5%。消費(fèi)品制造業(yè)一季度用電量同比下降1.7%，降幅比上年四季度收窄2.5個百分點(diǎn)。其中，造紙和紙制品業(yè)（3.5%）、食品制造業(yè)（2.7%）、酒/飲料及精制茶制造業(yè)（2.2%）3個行業(yè)用電量為正增長。其他制造業(yè)行業(yè)一季度用電量同比增長5.2%，其中，石油/煤炭及其他燃料加工業(yè)用電量同比增長13.4%。
三是第三產(chǎn)業(yè)用電量3696億千瓦時，同比增長4.1%。一季度增速比上年四季度增速回升1.0個百分點(diǎn)。一季度，信息傳輸/軟件和信息技術(shù)服務(wù)業(yè)、批發(fā)和零售業(yè)、交通運(yùn)輸/倉儲和郵政業(yè)、租賃和商務(wù)服務(wù)業(yè)用電量增速超過5%，交通運(yùn)輸/倉儲和郵政業(yè)中的鐵路運(yùn)輸業(yè)用電量同比增長11.8%；住宿和餐飲業(yè)同比增長4.1%，比上年四季度增速回升7.1個百分點(diǎn)，疫情放開后增速恢復(fù)較為明顯。電動汽車高速發(fā)展，拉動一季度充換電服務(wù)業(yè)用電量同比增長63.0%。
四是城鄉(xiāng)居民生活用電量3424億千瓦時，同比增長0.2%。今年一季度氣溫偏暖是居民生活用電量低速增長的重要原因。1、2、3月全國平均氣溫分別比常年同期偏高0.4、1.6和1.9攝氏度，其中3月氣溫為1961年以來歷史同期第3高。一季度，湖南、新疆、天津、安徽、江西、上海、廣西7個省份城鄉(xiāng)居民生活用電量同比下降超過5%。3月，安徽、河南、湖南、重慶、云南5個省份城鄉(xiāng)居民生活用電量同比下降超過20%。
五是全國共有26個省份用電量正增長，西部地區(qū)用電量增速領(lǐng)先。一季度，東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量同比分別增長2.5%、2.0%、6.4%、3.0%。一季度，全國共有26個省份用電量正增長，其中，寧夏（14.6%）、青海（12.2%）、甘肅（10.9%）、西藏（10.3%）4個省份同比增速超過10%；此外，內(nèi)蒙古和廣西用電量增速超過8%。
（二）電力生產(chǎn)供應(yīng)情況
一季度，全國新增發(fā)電裝機(jī)容量5900萬千瓦，其中新增并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機(jī)容量3366萬千瓦。截至2023年3月底，全國全口徑發(fā)電裝機(jī)容量26.2億千瓦，同比增長9.1%。從分類型投資、發(fā)電裝機(jī)增速及結(jié)構(gòu)變化等情況看，電力行業(yè)綠色低碳轉(zhuǎn)型成效顯著。
一是電力投資同比增長34.6%，非化石能源發(fā)電投資占電源投資比重達(dá)到90.2%。一季度，重點(diǎn)調(diào)查企業(yè)電力完成投資1932億元，同比增長34.6%。分類型看，電源完成投資1264億元，同比增長55.2%，其中非化石能源發(fā)電投資1140億元，同比增長62.8%，占電源投資的比重達(dá)到90.2%。太陽能發(fā)電、核電、風(fēng)電、火電投資同比分別增長177.6%、53.5%、15.0%和3.7%；水電投資同比下降7.8%，主要是常規(guī)水電投資減少，抽水蓄能投資同比增長21.3%。電網(wǎng)完成投資668億元，同比增長7.5%。
二是非化石能源發(fā)電裝機(jī)容量占比上升至50.5%。一季度，全國新增發(fā)電裝機(jī)容量5900萬千瓦，同比多投產(chǎn)2726萬千瓦；其中，新增非化石能源發(fā)電裝機(jī)容量5166萬千瓦，占新增發(fā)電裝機(jī)總?cè)萘康谋戎貫?7.6%。截至3月底，全國全口徑發(fā)電裝機(jī)容量26.2億千瓦；其中，非化石能源發(fā)電裝機(jī)容量13.3億千瓦，同比增長15.9%，占總裝機(jī)容量比重為50.5%，首次超過總裝機(jī)容量的一半，同比提高3.0個百分點(diǎn)。分類型看，水電4.2億千瓦，其中抽水蓄能4699萬千瓦；核電5676萬千瓦；并網(wǎng)風(fēng)電3.76億千瓦，其中，陸上風(fēng)電3.45億千瓦、海上風(fēng)電3089萬千瓦；并網(wǎng)太陽能發(fā)電4.3億千瓦?；痣?3.4億千瓦，占總發(fā)電裝機(jī)容量的比重為51.1%，同比降低3.0個百分點(diǎn)，其中煤電11.3億千瓦，占總發(fā)電裝機(jī)容量的比重為43.0%，同比降低3.1個百分點(diǎn)。
三是全口徑非化石能源發(fā)電量同比增長8.9%，煤電發(fā)電量占全口徑總發(fā)電量的比重保持在六成。一季度，全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量2.07萬億千瓦時，同比增長2.4%。其中，規(guī)模以上電廠水電發(fā)電量同比下降8.3%，主要水庫蓄水不足以及今年以來降水持續(xù)偏少，疊加上年同期高基數(shù)等因素，是今年一季度水電發(fā)電量同比下降的主要原因。規(guī)模以上電廠火電、核電發(fā)電量同比分別增長1.7%和4.4%。全口徑并網(wǎng)風(fēng)電發(fā)電量同比增長24.5%。全口徑非化石能源發(fā)電量同比增長8.9%，占總發(fā)電量比重為33.6%，同比提高1.6個百分點(diǎn)。全口徑煤電發(fā)電量同比增長0.8%，占全口徑總發(fā)電量的比重為61.0%，同比降低1.8個百分點(diǎn)。煤電仍是當(dāng)前我國電力供應(yīng)的最主要電源，在來水明顯偏枯時可以較好地彌補(bǔ)水電出力的下降，充分發(fā)揮兜底保供作用。
四是風(fēng)電、核電、太陽能發(fā)電設(shè)備利用小時同比分別提高61、17、3小時。一季度，全國6000千瓦及以上電廠發(fā)電設(shè)備利用小時868小時，同比降低31小時。分類型看，水電544小時，同比降低92小時?；痣?097小時，同比降低18小時；其中煤電1158小時，同比降低11小時；氣電550小時，同比降低25小時。核電1864小時，同比提高17小時。并網(wǎng)風(fēng)電615小時，同比提高61小時。并網(wǎng)太陽能發(fā)電303小時，同比提高3小時。
五是跨區(qū)輸送電量同比增長24.3%，跨省輸送電量同比增長13.5%。一季度，全國新增220千伏及以上輸電線路長度5610千米，同比減少1807千米；全國新增220千伏及以上變電設(shè)備容量（交流）4273萬千伏安，同比減少1668萬千伏安。一季度，全國跨區(qū)輸送電量1866億千瓦時，同比增長24.3%。分區(qū)域看，西北輸出電量754億千瓦時，同比增長4.3%，其中西北送華中269億千瓦時，同比增長21.2%；西南輸出電量318億千瓦時，同比增長52.8%，其中西南送華東247億千瓦時，同比增長68.4%；東北送華北電量165億千瓦時，同比增長98.1%。一季度，全國跨省輸送電量4140億千瓦時，同比增長13.5%。分省份看，內(nèi)蒙古、山西、四川一季度輸出電量分別為684、404、368億千瓦時，同比分別增長16.8%、17.6%和47.9%。
六是市場交易電量同比增長6.8%。一季度，全國各電力交易中心累計(jì)組織完成市場交易電量13235億千瓦時，同比增長6.8%，占全社會用電量比重為62.4%，同比提高1.7個百分點(diǎn)。全國電力市場中長期電力直接交易電量合計(jì)為10622億千瓦時，同比增長4.4%。
（三）全國電力供需情況
一季度，全國電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，電力供需總體平衡。受來水持續(xù)偏枯、電煤供應(yīng)緊張、取暖負(fù)荷增長等因素疊加影響，貴州、云南等少數(shù)省份電力供需形勢緊張，通過加強(qiáng)省間余缺互濟(jì)、實(shí)施負(fù)荷側(cè)管理等措施，有力保障電力供應(yīng)平穩(wěn)有序，守牢了民生用電安全底線。
二、全國電力供需形勢預(yù)測
（一）電力消費(fèi)預(yù)測
宏觀經(jīng)濟(jì)及氣候等均是影響電力消費(fèi)需求增長的重要方面。2023年國務(wù)院《政府工作報(bào)告》提出國內(nèi)生產(chǎn)總值增長預(yù)期目標(biāo)是5%左右，2023年宏觀經(jīng)濟(jì)運(yùn)行總體回升將促進(jìn)電力消費(fèi)需求增長。受上年同期低基數(shù)等因素影響，預(yù)計(jì)今年二季度電力消費(fèi)增速將明顯回升，拉動上半年全社會用電量同比增長6%左右。正常氣候情況下，預(yù)計(jì)2023年全年全社會用電量9.15萬億千瓦時，比2022年增長6%左右。
（二）電力供應(yīng)預(yù)測
在新能源發(fā)電快速發(fā)展的帶動下，2023年全年新增發(fā)電裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到甚至超過2.5億千瓦，其中非化石能源發(fā)電裝機(jī)投產(chǎn)1.8億千瓦，新投產(chǎn)的總發(fā)電裝機(jī)規(guī)模以及非化石能源發(fā)電裝機(jī)規(guī)模將再創(chuàng)歷史新高。2023年底全國發(fā)電裝機(jī)容量預(yù)計(jì)將超過28億千瓦，其中非化石能源發(fā)電裝機(jī)合計(jì)達(dá)到14.8億千瓦，占總裝機(jī)容量比重上升至52.5%左右。其中，水電4.2億千瓦、風(fēng)電4.3億千瓦、太陽能發(fā)電4.9億千瓦、核電5846萬千瓦、生物質(zhì)發(fā)電4500萬千瓦左右。
（三）電力供需形勢預(yù)測
電力供應(yīng)和需求多方面因素交織疊加，給電力供需形勢帶來不確定性。電力供應(yīng)方面，降水、風(fēng)光資源、燃料供應(yīng)等方面存在不確定性。氣象部門預(yù)計(jì)今年夏季（6月至8月）西南地區(qū)東部及華中中部降水偏少、氣溫偏高，湖北大部、湖南北部、重慶東部、四川東北部等地降水偏少2～5成，可能出現(xiàn)區(qū)域性氣象干旱，將會對當(dāng)?shù)仉娏?yīng)以及電力外送產(chǎn)生影響。此外，煤電企業(yè)持續(xù)虧損導(dǎo)致技改檢修投入不足帶來設(shè)備風(fēng)險隱患上升，均增加了電力生產(chǎn)供應(yīng)的不確定性。電力消費(fèi)方面，宏觀經(jīng)濟(jì)增長、外貿(mào)出口形勢以及極端天氣等方面給電力消費(fèi)需求帶來不確定性。
正常氣候情況下，預(yù)計(jì)全國最高用電負(fù)荷13.7億千瓦左右，比2022年增加8000萬千瓦左右；若出現(xiàn)長時段大范圍極端氣候，則全國最高用電負(fù)荷可能比2022年增加1億千瓦左右。預(yù)計(jì)2023年全國電力供需總體緊平衡，部分區(qū)域用電高峰時段電力供需偏緊。其中，二季度南方區(qū)域電力供需形勢偏緊。迎峰度夏期間，華東、華中、南方區(qū)域電力供需形勢偏緊，華北、東北、西北區(qū)域電力供需基本平衡。
三、有關(guān)建議
為確保迎峰度夏期間電力安全穩(wěn)定供應(yīng)，保障大電網(wǎng)安全和民生用電底線，結(jié)合電力供需形勢和行業(yè)發(fā)展趨勢，提出如下建議：
（一）全力保障迎峰度夏期間電力燃料安全穩(wěn)定供應(yīng)
一是保持煤炭穩(wěn)定供應(yīng)平衡市場供需。延續(xù)保供政策，保持政策穩(wěn)定性，保障后續(xù)持續(xù)增長的發(fā)電用煤需求。督促協(xié)調(diào)煤炭主產(chǎn)地政府，盡快放松按核定產(chǎn)能生產(chǎn)政策，縮短停產(chǎn)整頓時間，增加保供產(chǎn)能。制定煤礦保供與彈性生產(chǎn)辦法優(yōu)先組織滿足條件的先進(jìn)產(chǎn)能煤礦按一定系數(shù)調(diào)增產(chǎn)能，形成煤礦應(yīng)急生產(chǎn)能力。增加跨省區(qū)鐵路運(yùn)力，并向電力企業(yè)傾斜，保障電煤運(yùn)輸。加強(qiáng)電煤產(chǎn)運(yùn)需之間的銜接配合，重點(diǎn)增加陜西等產(chǎn)煤大省鐵路運(yùn)力計(jì)劃，確保運(yùn)力足額配置，為電煤中長期合同兌現(xiàn)打下堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)。
二是加強(qiáng)電煤中長期合同簽約履約，進(jìn)一步發(fā)揮中長期合同壓艙石作用。針對電煤中長期合同中結(jié)構(gòu)性矛盾突出的問題，建議相關(guān)部門督促盡快補(bǔ)足局部地區(qū)的電煤中長期合同缺口，實(shí)現(xiàn)煤電企業(yè)中長期合同100%均衡覆蓋。加大電煤中長期合同履約監(jiān)管力度，確保100%履約。嚴(yán)格落實(shí)國家發(fā)展改革委關(guān)于煤炭中長期合同簽訂及執(zhí)行有關(guān)規(guī)定，加大檢查督導(dǎo)力度，確保中長協(xié)保質(zhì)保量兌現(xiàn)，有效控制煤電企業(yè)燃料成本。
三是加大對電煤市場價格的監(jiān)管。嚴(yán)格規(guī)范電煤中長期合同簽訂行為，制止各類變相加價，打擊囤積居奇、哄抬煤價、降低兌現(xiàn)熱值等非法牟利行為，釋放穩(wěn)定市場價格的強(qiáng)烈信號。出臺電煤中長期合同物流環(huán)節(jié)價格監(jiān)管措施，加強(qiáng)中間物流流通環(huán)節(jié)的監(jiān)管力度。進(jìn)一步規(guī)范貿(mào)易商長協(xié)，要求扣除流通服務(wù)費(fèi)用后，折算港口價、坑口價應(yīng)符合有關(guān)政策明確的合理價格區(qū)間內(nèi)。
（二）加快重點(diǎn)電源電網(wǎng)工程建設(shè)，提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)支撐能力
一是加快推進(jìn)新增電源項(xiàng)目建設(shè)，挖掘現(xiàn)有發(fā)電機(jī)組潛力。保障“十四五”期間已納規(guī)煤電按期開工投產(chǎn)，逐步緩解電力供需偏緊形勢。滾動優(yōu)化新能源發(fā)展規(guī)模、布局和時序，合理推進(jìn)新能源建設(shè)進(jìn)度，保障大規(guī)?？稍偕茉聪{。加強(qiáng)重點(diǎn)發(fā)電機(jī)組運(yùn)維，按計(jì)劃完成各類機(jī)組和輸配設(shè)備檢修。合理安排“三改聯(lián)動”與機(jī)組檢修時序，強(qiáng)化發(fā)電機(jī)組非計(jì)劃停運(yùn)和出力受阻管理，做到應(yīng)發(fā)盡發(fā)、穩(wěn)發(fā)滿發(fā)。
二是加快度夏前網(wǎng)架補(bǔ)強(qiáng)以及新建電廠的并網(wǎng)工程。加快推進(jìn)迎峰度夏前的重點(diǎn)電網(wǎng)工程，提升重要通道和關(guān)鍵斷面輸送能力。充分發(fā)揮大電網(wǎng)平臺優(yōu)勢，加大跨省跨區(qū)電網(wǎng)錯峰支援、余缺互濟(jì)力度。通過電源配置和運(yùn)行優(yōu)化調(diào)整盡可能增加存量輸電通道輸送可再生能源電量。推動智能配電網(wǎng)、主動配電網(wǎng)建設(shè)，提高配電網(wǎng)接納新能源和多元化負(fù)荷的承載力和靈活性，促進(jìn)新能源就地就近開發(fā)利用。加快新建電廠的并網(wǎng)工程建設(shè)，確保項(xiàng)目建成即可并網(wǎng)發(fā)電、發(fā)揮作用。
三是加強(qiáng)電力負(fù)荷管理，挖掘需求側(cè)資源。健全電力需求響應(yīng)機(jī)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)，推動需求響應(yīng)規(guī)模盡快達(dá)到地區(qū)最大用電負(fù)荷的 5%。同時，研究推進(jìn)用戶側(cè)報(bào)量報(bào)價參與市場，向用戶側(cè)傳導(dǎo)價格信號，以市場化方式降低高峰時段負(fù)荷需求。加強(qiáng)電動汽車、蓄熱式電采暖、用戶側(cè)儲能等可調(diào)節(jié)資源庫建設(shè)，并積極推動市場化運(yùn)作。拓展實(shí)施能效提升項(xiàng)目，推動消費(fèi)側(cè)節(jié)能降耗提效，引導(dǎo)全社會節(jié)約用電。
（三）充分發(fā)揮市場機(jī)制在電力安全保供中的重要作用
一是完善跨省跨區(qū)電力交易機(jī)制，充分發(fā)揮大電網(wǎng)平臺作用。加快理順跨省跨區(qū)送受電價格機(jī)制，按照受端基準(zhǔn)價水平建立“基準(zhǔn)價+浮動機(jī)制”。加強(qiáng)省內(nèi)省間市場銜接。豐富省間交易品種，提高省間交易計(jì)劃執(zhí)行率，公平分?jǐn)偸?nèi)省間偏差結(jié)算責(zé)任。完善峰谷分時電價政策，適度拉大峰谷價差，通過價格信號引導(dǎo)用戶削峰填谷，引導(dǎo)儲能、虛擬電廠等新興主體發(fā)揮調(diào)節(jié)性作用。構(gòu)建成本疏導(dǎo)機(jī)制，豐富交易品種，不斷完善輔助服務(wù)市場建設(shè)。
二是健全完善市場化電價形成機(jī)制。加快建立煤電機(jī)組容量補(bǔ)償和成本回收機(jī)制，推動輔助服務(wù)費(fèi)用發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)合理分?jǐn)?，保障發(fā)電企業(yè)成本合理回收，激勵新增電源投資，提高發(fā)電容量長期充裕性，確保電力安全平穩(wěn)供給。深入研究煤電基準(zhǔn)價聯(lián)動機(jī)制與燃煤上網(wǎng)電價浮動機(jī)制，結(jié)合各省（區(qū)）煤價變化情況，統(tǒng)籌考慮本區(qū)域內(nèi)煤電發(fā)電利用小時、固定成本、長期貸款利率等因素，開展煤電基準(zhǔn)價評估，并建立煤電“基準(zhǔn)價”調(diào)整制度，科學(xué)設(shè)置基準(zhǔn)價+上下浮動的價格波動區(qū)間，發(fā)揮價格的供需調(diào)節(jié)作用，促進(jìn)電力資源的優(yōu)化配置，理順電力與其上下游產(chǎn)業(yè)的關(guān)系。構(gòu)建支撐適應(yīng)大規(guī)?？稍偕茉瓷疃壤玫男滦碗娏ο到y(tǒng)，將明顯增加新能源建設(shè)、骨干網(wǎng)架建設(shè)、消納等一系列建設(shè)和運(yùn)行成本，新增成本需要在發(fā)輸配用各環(huán)節(jié)間科學(xué)、公平負(fù)擔(dān)，因此亟需建立更為有效全面的系統(tǒng)成本疏導(dǎo)機(jī)制，進(jìn)一步細(xì)分出電力容量價值、靈活性價值和綠色價值，提升系統(tǒng)供電保障能力和靈活調(diào)節(jié)能力。
三是加強(qiáng)電力中長期交易監(jiān)管。加強(qiáng)對各地落實(shí)電價政策監(jiān)管，進(jìn)一步規(guī)范電力交易組織，堅(jiān)決防范各地對交易價格的不合理干預(yù)，真實(shí)反映市場供需情況，促進(jìn)市場健康穩(wěn)定可持續(xù)發(fā)展。督導(dǎo)各地嚴(yán)格按照國家相關(guān)要求，盡快建立高耗能企業(yè)目錄制度。規(guī)范代理購電用戶在交易方式、偏差結(jié)算等方面的規(guī)則，進(jìn)一步落實(shí)省內(nèi)、省間電力市場信息披露機(jī)制，保障信息披露及時準(zhǔn)確，維護(hù)市場交易公平。
注釋：
1.規(guī)模以上電廠發(fā)電量統(tǒng)計(jì)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(yùn)輸設(shè)備制造業(yè)、電氣機(jī)械和器材制造業(yè)、計(jì)算機(jī)/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(fèi)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(fèi)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(jī)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。
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