上半年，全社会用电量同比增长2.7，增速同比提高1.4个百分点，用电形势比上年有所好转。第三产业和城乡居民生活用电较快增长，分别拉动全社会用电量增长1.2和1.0个百分点，所占全社会用电比重同比分别提高0.8和0.6个百分点;第二产业用电同比增长0.5，行业用电继续分化，其中四大高耗能行业合计用电量同比下降3.3、比重同比降低1.9个百分点，下拉全社会用电量增速1.1个百分点，仍是第二产业及其工业用电低速增长、制造业用电负增长的主要原因，而高耗能行业之外的其他制造业用电量增长4.0，反映出国家结构调整和转型升级效果继续显现，电力消费结构不断调整。上半年，新增发电装机容量为历年同期多，6月底全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量15.2亿千瓦，同比增长11.3，超过同期全社会用电增速8.6个百分点，局部地区电力供应能力过剩问题进一步加剧;非化石能源发电量延续快速增长，火电发电量继续负增长、设备利用小时继续下降。全国电力供需总体宽松、部分地区过剩。

　　预计下半年，全社会用电量增长水平与上半年总体相当，预计全年全社会用电量同比增长2.5左右，增速高于2015年。全年新增装机1.2亿千瓦，预计年底发电装机容量16.4亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机比重将进一步提高至36.5左右;全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩。全年火电设备利用小时降至4050小时左右，加之燃煤发电上网电价下调、部分省份电力用户直接交易降价幅度较大、电煤价格稳中有升，煤电企业效益被进一步压缩，发展面临更大挑战，也将影响到煤电上下游行业协调可持续发展。

　　一、上半年全国电力供需状况

　　电力消费增速同比提高，用电形势有所好转

　　上半年全国全社会用电量2.78万亿千瓦时、同比增长2.7，增速同比提高1.4个百分点，用电形势有所好转。主要原因：一是实体经济和服务业经济运行总体平稳;二是1-2月份全国大部分地区气温偏低，6月份华东、华中、南方大部分省份气温偏高,对居民生活及第三产业用电有较强拉动作用;三是闰年因素，拉高上半年用电增速约0.55个百分点。分季度看，一、二季度全社会用电量同比分别增长3.2和2.1，两个季度实际增长水平持平，比上年三、四季度增速明显回升。

　　电力消费主要特点有：

　　一是第二产业及其工业用电量正增长，产业结构调整和转型升级效果继续显现。第二产业及其工业用电量均同比增长0.5，增速均同比提高1.0个百分点。制造业用电量同比下降0.3，其中,四大高耗能行业合计用电量同比下降3.3、降幅同比扩大1.8个百分点，扣除四大高耗能行业以外的制造业用电量增长4.0，达到中速增长水平，可见高耗能行业是导致制造业用电负增长的主要原因，反映出产业结构调整和转型升级效果继续显现。

　　二是第三产业和城乡居民生活用电较快增长。与第三产业增加值保持较快增长相对应，第三产业用电量同比增长9.2，其中信息传输计算机服务和软件业用电同比增长14.2。城乡居民生活用电同比增长7.7，增速同比提高2.9个百分点。

　　三是电力消费增长动力持续转换、消费结构继续调整。从用电增长动力看，第三产业和城乡居民生活用电量较快增长，分别拉动全社会用电量增长1.2和1.0个百分点，而第二产业仅拉动全社会用电量增长0.4个百分点，其中四大高耗能行业合计下拉全社会用电量增速1.1个百分点，反映出当前拉动用电增长的主要动力从传统高耗能行业继续向服务业和生活用电转换。从电力消费结构看，第三产业和城乡居民生活用电量比重同比分别提高0.8和0.6个百分点，而第二产业比重降低1.5个百分点，其中四大高耗能行业比重降低1.9个百分点。

　　四是地区用电增长差异明显，东、中部地区用电形势相对较好。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长3.6、3.5、0.9和0.6，增速同比分别提高1.4、3.8、-1.7和2.6个百分点。总体来看，东、中部地区市场化程度相对较高、产业结构多元，高耗能产业比重相对较小，是全国用电增长的主要稳定力量;而西部和东北地区大部分省份高耗能产业比重偏大、产业相对低端，用电量受高耗能行业持续低迷的影响更为明显。

　　发电装机快速增长、电力供应能力总体富余

　　上半年，全国主要电力企业合计完成投资同比增长14.5。其中，电网投资增长33.2，主要是电网公司贯彻落实国家相关文件精神，加大了城乡配网及农网升级改造力度，全国110千伏及以下电网投资同比增长57.1;电源投资下降8.7，主要是火电、水电和风电投资同比下降。

　　上半年，新增发电装机5699万千瓦，同比多投产1360万千瓦，其中新增非化石能源发电装机3024万千瓦，占新增装机的53.1。截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.2亿千瓦、同比增长11.3，超过同期全社会用电量增速8.6个百分点，局部地区装机过快增长、过剩压力进一步加剧。上半年，全国规模以上电厂发电量2.76万亿千瓦时、同比增长1.0。发电设备利用小时1797小时、同比降低138小时。

　　电力供应主要特点有：

　　一是火电新增装机规模为“十二五”以来同期新高，发电设备利用小时同比继续降低。上半年国家出台了促进煤电有序发展的相关政策，火电投资同比下降6.4;火电新增装机2711万千瓦，同比多投产367万千瓦，是“十二五”以来同期投产多的一年，主要是前两年火电投资快速增长，一批在建项目陆续投产。6月底全国6000千瓦及以上火电装机容量10.2亿千瓦，同比增长7.9。全国规模以上电厂火电发电量同比下降3.1，继续负增长;设备利用小时1964小时，同比降低194小时，为近十年来的同期低水平。火电设备利用小时分省份看，重庆、福建、广西、湖南、四川和云南低于1500小时，其中云南仅有648小时、比全国平均水平低1316小时，该省火电企业持续亏损、生产经营异常困难。

　　二是水电发电量快速增长，发电设备利用小时创近十年同期新高。水电投资同比下降17.9，已连续4年下降;新增水电装机437万千瓦。6月底全国6000千瓦及以上水电装机2.8亿千瓦，同比增长4.7。今年汛期以来大部分地区降水偏多，全国规模以上电厂水电发电量同比增长13.4，设备利用小时1658小时，同比提高146小时，为近十年来同期高水平。

　　三是并网风电装机容量及发电量快速增长，风电设备利用小时同比降低。风电投资下降38.4;6月底全国并网风电装机1.4亿千瓦，同比增长30.7，甘肃、宁夏、新疆、内蒙古并网风电装机容量占当地总装机比重超过20，黑龙江、吉林和河北超过15;全国6000千瓦及以上电厂风电发电量增长24.4，设备利用小时917小时、同比降低85小时，其中宁夏、新疆分别降低350和317小时。“三北”地区部分省份弃风情况较为严重。

　　四是并网太阳能发电装机容量翻倍增长，太阳能发电设备利用小时同比降低。上半年，受光伏发电上网电价调整政策影响，一大批太阳能发电项目集中投产，太阳能发电装机新投产1760万千瓦，截至6月底全国并网太阳能发电装机容量6304万千瓦，同比增长一倍。上半年，全国6000千瓦及以上电厂并网太阳能发电量271亿千瓦时、同比增长55.6;全国并网太阳能发电设备利用小时591小时、同比降低55小时，新疆和宁夏降幅超过100小时。西北地区部分省份弃光情况较为突出。

　　五是核电装机及发电量快速增长，核电设备利用小时同比降低。核电投资同比增长5.1;6月底全国核电装机容量同比增长33.8。发电量同比增长24.9;设备利用小时3347小时，同比降低109小时。与上年同期相比，除广东外的其余省份设备利用小时降幅均超过200小时，其中福建、辽宁分别降低719和452小时,主要是近两年用电增长放缓而装机容量快速增长，尤其是多台核电机组陆续投产导致电力供应能力富余，部分核电机组降负荷运行甚至停机备用。

　　六是跨区送电较快增长，省间送电增速同比提高。跨区、跨省送电量分别增长9.7和4.8，增速同比分别提高5.9和5.7个百分点。其中，西北外送电量增长10.1，主要是哈郑±800千伏特高压直流工程送出增长36.7;华中外送电量增长24.3，主要是积极组织水电送华东增长54.9。南方电网区域西电东送电量同比增长1.6。

　　七是电煤市场供大于求矛盾有所缓解，发电用天然气供应总体平稳。4月份以来全国煤炭产量明显下降，煤炭市场供大于求的矛盾有所缓解，煤炭价格有所上升。一季度个别地区部分时段天然气发电供气受到一定影响;4月份以来进入天然气消费淡季，全国天然气发电供气总体有保障。

　　全国电力供需总体宽松、部分地区过剩

　　上半年，全国电力供需总体宽松、部分地区过剩。分区域看，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份富余，东北和西北区域电力供应能力过剩。

　　二、下半年全国电力供需形势预测

　　全年电力消费增速高于2015年

　　综合考虑宏观经济形势、工商业用电价格下调、电力用户直接交易降低用户生产成本、电能替代等因素，预计2016年电力消费情况总体好于2015年。根据上半年气温因素对用电的实际影响，以及气象部门对今年迎峰度夏期间全国大部分地区气温偏高的预测判断，初步预计气温因素将拉高2016年全年全社会用电量增速1个百分点甚至更高，因此对全社会用电量增速的预测值比年初预测值上调1个百分点。预计2016年全年全社会用电量同比增长2.5左右，其中下半年全社会用电量增长水平与上半年总体相当。

　　新增发电装机容量继续超过1亿千瓦，非化石能源发电装机比重进一步提高

　　预计全年全国基建新增发电装机1.2亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机7000万千瓦左右，煤电5000万千瓦左右。预计2016年底全国发电装机容量将达到16.4亿千瓦、同比增长7.8左右，其中非化石能源发电6.0亿千瓦、占总装机比重将上升至36.5左右。

　　全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩

　　预计东北和西北区域电力供应能力过剩，华北区域电力供需总体平衡、蒙西和山西富裕，华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、部分省份富余。预计全年发电设备利用小时3750小时左右，其中火电设备利用小时将降至4050小时左右，比上年降低300小时左右。

　　三、有关建议

　　有效控制煤电新开工规模，促进各类电源健康有序发展

　　在当前全国电力供需形势总体宽松、部分地区过剩的背景下，大力推进电力供给侧结构性改革，关键是要有效控制煤电新开工规模，优化增量结构。一是有效控制煤电新开工规模。地方政府及发电企业应严格贯彻落实国家关于煤电有序发展的相关文件，密切关注煤电规划建设风险预警提示，科学确定和有效控制煤电新开工规模，逐步缓解煤电产能过剩现状。二是坚持集中与分布式相结合的原则发展新能源。在具有消纳能力的地区按规划有序推进风电、光伏发电发展;积极推动中东部地区分散式、分布式新能源开发，实现低压并网就地消纳;鼓励大型发电企业积极参与分布式发电开发。

　　坚持输出与就地消纳并重，推广实行峰谷分时电价，用辅助服务等市场机制着力解决弃水、弃风和弃光问题

　　一是扩大可再生能源在更大范围内的平衡消纳能力。采取有效措施，充分利用现有跨省区输电通道，结合规划加快跨省区输电工程特别是可再生能源基地外送通道建设，确保现有可再生能源过剩能力得到更大范围消纳、新增发电能力能及时送出。二是提高可再生能源发电就近消纳能力。充分发挥市场机制在消纳存量可再生能源中的关键作用，鼓励可再生能源参与电力直接交易，推进可再生能源与火电发电权交易置换，以及可再生能源替代燃煤自备电厂发电，促进可再生能源就近消纳。三是推广实行峰谷分时电价。结合电力交易市场的建立和发展，加快峰谷分时电价和实时电价的试点和推广应用;加强需求侧管理，适当加大峰谷电价差，促进低谷电能消费、提高电网负荷水平;完善阶梯电价制度，促进居民用电增长。四是加快建立辅助服务市场，提高系统综合调峰能力。建立健全发电企业调峰、调频、备用等辅助服务考核机制和补偿机制，充分挖掘电力系统现有调峰潜力，鼓励各方投资建设服务新能源消纳的调峰机组，合理补偿云南等地区火电机组保安备用功能，认真贯彻落实国家能源局《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，尽快推进火电灵活性试点项目的实际改造，积累运行经验，在总结试点经验的基础上逐步推广应用。

　　统筹电力改革与行业发展、稳妥推进各项改革，避免行业风险聚集

　　当前电力行业特别是发电企业正处于市场需求增速明显下滑、电力交易价格下降、节能减排改造任务繁重、产能过剩风险加剧四重矛盾交织叠加的特殊时期，急需统筹电力改革与行业发展、经营各项工作，积极稳妥推动改革政策落实。一方面，要统筹协调电力体制改革、国企改革、国有资产监督管理体制改革等各项改革与行业发展和经营，完善相关调控政策。坚持在保证行业企业运行在合理区间和健康发展的大前提下，推进行业改革和产业调控，避免各类不利因素叠加影响造成的风险快速聚集，引发企业大面积经营困难。另一方面，密切关注改革中出现的新情况、新趋势，进一步规范电力市场化改革秩序，创造公平、公开、竞争有序的电力市场环境，真正发挥市场配置资源的作用。国家有关部门加强对各省级电力市场交易的指导和监管，及时纠正地方保护性的不合理政策，研究出台电力市场主体准入要求及电力市场交易规则等范本;坚持市场为主、政府引导为辅的原则，避免政府对电力交易具体过程的过多干预;切实加强直接交易合同约束力，保证交易双方的履约意识，维护市场秩序。

　　推进电能替代，提高电能占终端能源消费比重

　　认真贯彻落实国家发改委等8个部门联合印发的《关于推进电能替代的指导意见》，提高电能占终端能源消费比重。一是坚持规划，着力抓好规划落实。统筹能源资源开发利用、大气污染防治和经济社会可持续发展，合理规划电能替代;各地方政府应将电能替代纳入当地能源和大气污染防治工作，在城市总体规划、能源发展规划中充分考虑电能替代发展，保障电能替代配套电网线路走廊和站址用地，依据规划加快推进城乡配电网及农网升级改造，释放用电需求。二是坚持市场运作，创新商业模式。鼓励社会资本投入电能替代领域，探索多方共赢的市场化项目运作模式，鼓励以合同能源管理、设备租赁、以租代建等方式开展电能替代，鼓励企业提供多样化的综合能源解决方案;引导社会力量积极参与电能替代技术、业态和运营等创新;完善技术标准和准入制度。三是坚持有序推进，鼓励试点示范。各地区因地制宜、稳步有序地推进经济性好、节能减排效益佳的电能替代试点示范项目，并加强项目建设管理;不断扩大试点范围，总结试点经验，及时开展示范成果展示，推广复制成功经验。四是坚持改革创新，加快关键技术和设备研发。结合电力体制改革，完善电力市场化交易机制，促进电能替代;创新电能替代技术路线，加快电能替代关键设备研发，促进技术装备能效水平显著提升。