上半年，全社會用電量同比增長2.7%，增速同比提高1.4個百分點，用電形勢比上年有所好轉。第三產業和城鄉居民生活用電較快增長，分別拉動全社會用電量增長1.2和1.0個百分點，所占全社會用電比重同比分別提高0.8和0.6個百分點;第二產業用電同比增長0.5%，行業用電繼續分化，其中四大高耗能行業合計用電量同比下降3.3%、比重同比降低1.9個百分點，下拉全社會用電量增速1.1個百分點，仍是第二產業及其工業用電低速增長、制造業用電負增長的最主要原因，而高耗能行業之外的其他制造業用電量增長4.0%，反映出國家結構調整和轉型升級效果繼續顯現，電力消費結構不斷調整。上半年，新增發電裝機容量為歷年同期最多，6月底全國6000千瓦及以上電廠發電裝機容量15.2億千瓦，同比增長11.3%，超過同期全社會用電增速8.6個百分點，局部地區電力供應能力過剩問題進一步加劇;非化石能源發電量延續快速增長，火電發電量繼續負增長、設備利用小時繼續下降。全國電力供需總體寬松、部分地區過剩。

預計下半年，全社會用電量增長水平與上半年總體相當，預計全年全社會用電量同比增長2.5%左右，增速高于2015年。全年新增裝機1.2億千瓦，預計年底發電裝機容量16.4億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機比重將進一步提高至36.5%左右;全國電力供應能力總體富余、部分地區過剩。全年火電設備利用小時降至4050小時左右，加之燃煤發電上網電價下調、部分省份電力用戶直接交易降價幅度較大、電煤價格穩中有升，煤電企業效益被進一步壓縮，發展面臨更大挑戰，也將影響到煤電上下游行業協調可持續發展。

一、上半年全國電力供需狀況

(一)電力消費增速同比提高，用電形勢有所好轉

上半年全國全社會用電量2.78萬億千瓦時、同比增長2.7%，增速同比提高1.4個百分點，用電形勢有所好轉。主要原因：一是實體經濟和服務業經濟運行總體平穩;二是1-2月份全國大部分地區氣溫偏低，6月份華東、華中、南方大部分省份氣溫偏高,對居民生活及第三產業用電有較強拉動作用;三是閏年因素(2月份多一天)，拉高上半年用電增速約0.55個百分點。分季度看，一、二季度全社會用電量同比分別增長3.2%(扣除閏年因素增長2.1%)和2.1%，兩個季度實際增長水平持平，比上年三、四季度增速明顯回升。

電力消費主要特點有：

一是第二產業及其工業用電量正增長，產業結構調整和轉型升級效果繼續顯現。第二產業及其工業用電量均同比增長0.5%，增速均同比提高1.0個百分點。制造業用電量同比下降0.3%，其中,四大高耗能行業合計用電量同比下降3.3%、降幅同比擴大1.8個百分點，扣除四大高耗能行業以外的制造業用電量增長4.0%，達到中速增長水平，可見高耗能行業是導致制造業用電負增長的最主要原因，反映出產業結構調整和轉型升級效果繼續顯現。

二是第三產業和城鄉居民生活用電較快增長。與第三產業增加值保持較快增長相對應，第三產業用電量同比增長9.2%，其中信息傳輸計算機服務和軟件業用電同比增長14.2%。城鄉居民生活用電同比增長7.7%，增速同比提高2.9個百分點。

三是電力消費增長動力持續轉換、消費結構繼續調整。從用電增長動力看，第三產業和城鄉居民生活用電量較快增長，分別拉動全社會用電量增長1.2和1.0個百分點，而第二產業僅拉動全社會用電量增長0.4個百分點，其中四大高耗能行業合計下拉全社會用電量增速1.1個百分點，反映出當前拉動用電增長的主要動力從傳統高耗能行業繼續向服務業和生活用電轉換。從電力消費結構看，第三產業和城鄉居民生活用電量比重同比分別提高0.8和0.6個百分點，而第二產業比重降低1.5個百分點，其中四大高耗能行業比重降低1.9個百分點。

四是地區用電增長差異明顯，東、中部地區用電形勢相對較好。東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長3.6%、3.5%、0.9%和0.6%，增速同比分別提高1.4、3.8、-1.7和2.6個百分點。總體來看，東、中部地區市場化程度相對較高、產業結構多元，高耗能產業比重相對較小，是全國用電增長的主要穩定力量;而西部和東北地區大部分省份高耗能產業比重偏大、產業相對低端，用電量受高耗能行業持續低迷的影響更為明顯。

(二)發電裝機快速增長、電力供應能力總體富余

上半年，全國主要電力企業合計完成投資同比增長14.5%。其中，電網投資增長33.2%，主要是電網公司貫徹落實國家相關文件精神，加大了城鄉配網及農網升級改造力度，全國110千伏及以下電網投資同比增長57.1%;電源投資下降8.7%，主要是火電、水電和風電投資同比下降。

上半年，新增發電裝機5699萬千瓦，同比多投產1360萬千瓦，其中新增非化石能源發電裝機3024萬千瓦，占新增裝機的53.1%。截至6月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量15.2億千瓦、同比增長11.3%，超過同期全社會用電量增速8.6個百分點，局部地區裝機過快增長、過剩壓力進一步加劇。上半年，全國規模以上電廠發電量2.76萬億千瓦時、同比增長1.0%。發電設備利用小時1797小時、同比降低138小時。

電力供應主要特點有：

一是火電新增裝機規模為“十二五”以來同期新高，發電設備利用小時同比繼續降低。上半年國家出臺了促進煤電有序發展的相關政策，火電投資同比下降6.4%;火電新增裝機2711萬千瓦(其中煤電2149萬千瓦)，同比多投產367萬千瓦，是“十二五”以來同期投產最多的一年，主要是前兩年火電投資快速增長，一批在建項目陸續投產。6月底全國6000千瓦及以上火電裝機容量10.2億千瓦(其中煤電9.2億千瓦)，同比增長7.9%。全國規模以上電廠火電發電量同比下降3.1%，繼續負增長;設備利用小時1964小時(其中煤電2031小時)，同比降低194小時，為近十年來的同期最低水平。火電設備利用小時分省份看，重慶、福建、廣西、湖南、四川和云南低于1500小時，其中云南僅有648小時、比全國平均水平低1316小時，該省火電企業持續虧損、生產經營異常困難。

二是水電發電量快速增長，發電設備利用小時創近十年同期新高。水電投資同比下降17.9%，已連續4年下降;新增水電裝機437萬千瓦。6月底全國6000千瓦及以上水電裝機2.8億千瓦，同比增長4.7%。今年汛期以來大部分地區降水偏多，全國規模以上電廠水電發電量同比增長13.4%，設備利用小時1658小時，同比提高146小時，為近十年來同期最高水平。

三是并網風電裝機容量及發電量快速增長，風電設備利用小時同比降低。風電投資下降38.4%;6月底全國并網風電裝機1.4億千瓦，同比增長30.7%，甘肅、寧夏、新疆、內蒙古并網風電裝機容量占當地總裝機比重超過20%，黑龍江、吉林和河北超過15%;全國6000千瓦及以上電廠風電發電量增長24.4%，設備利用小時917小時、同比降低85小時，其中寧夏、新疆分別降低350和317小時。“三北”地區部分省份棄風情況較為嚴重。

四是并網太陽能發電裝機容量翻倍增長，太陽能發電設備利用小時同比降低。上半年，受光伏發電上網電價調整政策影響，一大批太陽能發電項目集中投產，太陽能發電裝機新投產1760萬千瓦，截至6月底全國并網太陽能發電裝機容量6304萬千瓦(其中絕大部分為光伏發電)，同比增長一倍。上半年，全國6000千瓦及以上電廠并網太陽能發電量271億千瓦時、同比增長55.6%;全國并網太陽能發電設備利用小時591小時、同比降低55小時，新疆和寧夏降幅超過100小時。西北地區部分省份棄光情況較為突出。

五是核電裝機及發電量快速增長，核電設備利用小時同比降低。核電投資同比增長5.1%;6月底全國核電裝機容量同比增長33.8%。發電量同比增長24.9%;設備利用小時3347小時，同比降低109小時。與上年同期相比，除廣東外的其余省份設備利用小時降幅均超過200小時，其中福建、遼寧分別降低719和452小時,主要是近兩年用電增長放緩而裝機容量快速增長，尤其是多臺核電機組陸續投產導致電力供應能力富余，部分核電機組降負荷運行甚至停機備用。

六是跨區送電較快增長，省間送電增速同比提高。跨區、跨省送電量分別增長9.7%和4.8%，增速同比分別提高5.9和5.7個百分點。其中，西北外送電量增長10.1%，主要是哈(密)鄭(州)±800千伏特高壓直流工程送出增長36.7%;華中外送電量增長24.3%，主要是積極組織水電送華東增長54.9%。南方電網區域西電東送電量同比增長1.6%。

七是電煤市場供大于求矛盾有所緩解，發電用天然氣供應總體平穩。4月份以來全國煤炭產量明顯下降，煤炭市場供大于求的矛盾有所緩解，煤炭價格有所上升。一季度個別地區部分時段天然氣發電供氣受到一定影響;4月份以來進入天然氣消費淡季，全國天然氣發電供氣總體有保障。

(三)全國電力供需總體寬松、部分地區過剩

上半年，全國電力供需總體寬松、部分地區過剩。分區域看，華北區域電力供需總體平衡，華中、華東和南方區域供需總體寬松、部分省份富余，東北和西北區域電力供應能力過剩。

二、下半年全國電力供需形勢預測

(一)全年電力消費增速高于2015年

預計2016年電力消費情況總體好于2015年。根據上半年氣溫因素對用電的實際影響，以及氣象部門對今年迎峰度夏期間全國大部分地區氣溫偏高的預測判斷，初步預計氣溫因素將拉高2016年全年全社會用電量增速1個百分點甚至更高，因此對全社會用電量增速的預測值比年初預測值上調1個百分點。預計2016年全年全社會用電量同比增長2.5%左右，其中下半年全社會用電量增長水平與上半年總體相當。

(二)新增發電裝機容量繼續超過1億千瓦，非化石能源發電裝機比重進一步提高

預計全年全國基建新增發電裝機1.2億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機7000萬千瓦左右，煤電5000萬千瓦左右。預計2016年底全國發電裝機容量將達到16.4億千瓦、同比增長7.8%左右，其中非化石能源發電6.0億千瓦、占總裝機比重將上升至36.5%左右。

(三)全國電力供應能力總體富余、部分地區過剩

預計東北和西北區域電力供應能力過剩，華北區域電力供需總體平衡、蒙西和山西富裕，華中、華東和南方區域電力供需總體寬松、部分省份富余。預計全年發電設備利用小時3750小時左右，其中火電設備利用小時將降至4050小時左右，比上年降低300小時左右。

三、有關建議

(一)有效控制煤電新開工規模，促進各類電源健康有序發展

在當前全國電力供需形勢總體寬松、部分地區過剩的背景下，大力推進電力供給側結構性改革，關鍵是要有效控制煤電新開工規模，優化增量結構。一是有效控制煤電新開工規模。地方政府及發電企業應嚴格貫徹落實國家關于煤電有序發展的相關文件，密切關注煤電規劃建設風險預警提示，科學確定和有效控制煤電新開工規模，逐步緩解煤電產能過剩現狀。二是堅持集中與分布式相結合的原則發展新能源。在具有消納能力的地區按規劃有序推進風電、光伏發電發展;積極推動中東部地區分散式、分布式新能源開發，實現低壓并網就地消納;鼓勵大型發電企業積極參與分布式發電開發。

(二)堅持輸出與就地消納并重，推廣實行峰谷分時電價，用輔助服務等市場機制著力解決棄水、棄風和棄光問題

一是擴大可再生能源在更大范圍內的平衡消納能力。采取有效措施，充分利用現有跨省區輸電通道，結合規劃加快跨省區輸電工程特別是可再生能源基地外送通道建設，確保現有可再生能源過剩能力得到更大范圍消納、新增發電能力能及時送出。二是提高可再生能源發電就近消納能力。充分發揮市場機制在消納存量可再生能源中的關鍵作用，鼓勵可再生能源參與電力直接交易，推進可再生能源與火電發電權交易置換，以及可再生能源替代燃煤自備電廠發電，促進可再生能源就近消納。三是推廣實行峰谷分時電價。結合電力交易市場的建立和發展，加快峰谷分時電價和實時電價的試點和推廣應用;加強需求側管理，適當加大峰谷電價差，促進低谷電能消費、提高電網負荷水平;完善階梯電價制度，促進居民用電增長。四是加快建立輔助服務市場，提高系統綜合調峰能力。建立健全發電企業調峰、調頻、備用等輔助服務考核機制和補償機制，充分挖掘電力系統現有調峰潛力，鼓勵各方投資建設服務新能源消納的調峰機組，合理補償云南等地區火電機組保安備用功能，認真貫徹落實國家能源局《關于下達火電靈活性改造試點項目的通知》(國能綜電力〔2016〕397號)，盡快推進火電靈活性試點項目的實際改造，積累運行經驗，在總結試點經驗的基礎上逐步推廣應用。

(三)統籌電力改革與行業發展、穩妥推進各項改革，避免行業風險聚集

一方面，要統籌協調電力體制改革、國企改革、國有資產監督管理體制改革等各項改革與行業發展和經營，完善相關調控政策。堅持在保證行業企業運行在合理區間和健康發展的大前提下，推進行業改革和產業調控，避免各類不利因素疊加影響造成的風險快速聚集，引發企業大面積經營困難。

另一方面，密切關注改革中出現的新情況、新趨勢，進一步規范電力市場化改革秩序，創造公平、公開、競爭有序的電力市場環境，真正發揮市場配置資源的作用。國家有關部門加強對各省級電力市場交易的指導和監管，及時糾正地方保護性的不合理政策，研究出臺電力市場主體準入要求及電力市場交易規則等范本;堅持市場為主、政府引導為輔的原則，避免政府對電力交易具體過程的過多干預;切實加強直接交易合同約束力，保證交易雙方的履約意識，維護市場秩序。

(四)推進電能替代，提高電能占終端能源消費比重

認真貫徹落實國家發改委等8個部門聯合印發的《關于推進電能替代的指導意見》(發改能源〔2016〕1054號)，提高電能占終端能源消費比重。一是堅持規劃引領，著力抓好規劃落實。二是堅持市場運作，創新商業模式。三是堅持有序推進，鼓勵試點示范。四是堅持改革創新，加快關鍵技術和設備研發。