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(zhuǎn)。第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)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(chǎn)業(yè)用電同比增長0.5%，行業(yè)用電繼續(xù)分化，其中四大高耗能行業(yè)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(chǎn)業(yè)及其工業(yè)用電低速增長、制造業(yè)用電負增長的最主要原因，而高耗能行業(yè)之外的其他制造業(yè)用電量增長4.0%，反映出國家結構調(diào)整和轉(zhuǎn)型升級效果繼續(xù)顯現(xiàn)，電力消費結構不斷調(diào)整。上半年，新增發(fā)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(fā)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(qū)電力供應能力過剩問題進一步加?。环腔茉窗l(fā)電量延續(xù)快速增長，火電發(fā)電量繼續(xù)負增長、設備利用小時繼續(xù)下降。全國電力供需總體寬松、部分地區(qū)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(fā)電裝機容量16.4億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)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(qū)過剩。全年火電設備利用小時降至4050小時左右，加之燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價下調(diào)、部分省份電力用戶直接交易降價幅度較大、電煤價格穩(wěn)中有升，煤電企業(yè)效益被進一步壓縮，發(fā)展面臨更大挑戰(zhàn)，也將影響到煤電上下游行業(yè)協(xié)調(diào)可持續(xù)發(fā)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(zhuǎn)

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(zhuǎn)。主要原因：一是實體經(jīng)濟和服務業(yè)經(jīng)濟運行總體平穩(wěn)；二是1-2月份全國大部分地區(qū)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(chǎn)業(yè)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(chǎn)業(yè)及其工業(yè)用電量正增長，產(chǎn)業(yè)結構調(diào)整和轉(zhuǎn)型升級效果繼續(xù)顯現(xiàn)。第二產(chǎn)業(yè)及其工業(yè)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(yè)用電量同比下降0.3%，其中,四大高耗能行業(yè)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(yè)以外的制造業(yè)用電量增長4.0%，達到中速增長水平，可見高耗能行業(yè)是導致制造業(yè)用電負增長的最主要原因，反映出產(chǎn)業(yè)結構調(diào)整和轉(zhuǎn)型升級效果繼續(xù)顯現(xiàn)。

二是第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電較快增長。與第三產(chǎn)業(yè)增加值保持較快增長相對應，第三產(chǎn)業(yè)用電量同比增長9.2%，其中信息傳輸計算機服務和軟件業(yè)用電同比增長14.2%。城鄉(xiāng)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(xù)轉(zhuǎn)換、消費結構繼續(xù)調(diào)整。從用電增長動力看，第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)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(chǎn)業(yè)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(yè)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(tǒng)高耗能行業(yè)繼續(xù)向服務業(yè)和生活用電轉(zhuǎn)換。從電力消費結構看，第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)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(chǎn)業(yè)比重降低1.5個百分點，其中四大高耗能行業(yè)比重降低1.9個百分點。

四是地區(qū)用電增長差異明顯，東、中部地區(qū)用電形勢相對較好。東、中、西部和東北地區(qū)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(qū)市場化程度相對較高、產(chǎn)業(yè)結構多元，高耗能產(chǎn)業(yè)比重相對較小，是全國用電增長的主要穩(wěn)定力量；而西部和東北地區(qū)大部分省份高耗能產(chǎn)業(yè)比重偏大、產(chǎn)業(yè)相對低端，用電量受高耗能行業(yè)持續(xù)低迷的影響更為明顯。

（二）發(fā)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(yè)合計完成投資同比增長14.5%。其中，電網(wǎng)投資增長33.2%，主要是電網(wǎng)公司貫徹落實國家相關文件精神，加大了城鄉(xiāng)配網(wǎng)及農(nóng)網(wǎng)升級改造力度，全國110千伏及以下電網(wǎng)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(fā)電裝機5699萬千瓦，同比多投產(chǎn)1360萬千瓦，其中新增非化石能源發(fā)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(qū)裝機過快增長、過剩壓力進一步加劇。上半年，全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量2.76萬億千瓦時、同比增長1.0%。發(fā)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(guī)模為“十二五”以來同期新高，發(fā)電設備利用小時同比繼續(xù)降低。上半年國家出臺了促進煤電有序發(fā)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(chǎn)367萬千瓦，是“十二五”以來同期投產(chǎn)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(xù)投產(chǎn)。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(guī)模以上電廠火電發(fā)電量同比下降3.1%，繼續(xù)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?；痣娫O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(yè)持續(xù)虧損、生產(chǎn)經(jīng)營異常困難。

二是水電發(fā)電量快速增長，發(fā)電設備利用小時創(chuàng)近十年同期新高。水電投資同比下降17.9%，已連續(xù)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(qū)降水偏多，全國規(guī)模以上電廠水電發(fā)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(wǎng)風電裝機容量及發(fā)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(wǎng)風電裝機1.4億千瓦，同比增長30.7%，甘肅、寧夏、新疆、內(nèi)蒙古并網(wǎng)風電裝機容量占當?shù)乜傃b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(fā)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?！叭薄钡貐^(qū)部分省份棄風情況較為嚴重。

四是并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量翻倍增長，太陽能發(fā)電設備利用小時同比降低。上半年，受光伏發(fā)電上網(wǎng)電價調(diào)整政策影響，一大批太陽能發(fā)電項目集中投產(chǎn)，太陽能發(fā)電裝機新投產(chǎn)1760萬千瓦，截至6月底全國并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量6304萬千瓦（其中絕大部分為光伏發(fā)電），同比增長一倍。上半年，全國6000千瓦及以上電廠并網(wǎng)太陽能發(fā)電量271億千瓦時、同比增長55.6%；全國并網(wǎng)太陽能發(fā)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(qū)部分省份棄光情況較為突出。

五是核電裝機及發(fā)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(fā)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(xù)投產(chǎn)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(qū)送電較快增長，省間送電增速同比提高?？鐓^(qū)、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(wǎng)區(qū)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(fā)電用天然氣供應總體平穩(wěn)。4月份以來全國煤炭產(chǎn)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(qū)部分時段天然氣發(fā)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(fā)電供氣總體有保障。

（三）全國電力供需總體寬松、部分地區(qū)過剩

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

綜合考慮宏觀經(jīng)濟形勢、工商業(yè)用電價格下調(diào)、電力用戶直接交易降低用戶生產(chǎn)成本、電能替代等因素，預計2016年電力消費情況總體好于2015年。根據(jù)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(qū)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(diào)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(fā)電裝機容量繼續(xù)超過1億千瓦，非化石能源發(fā)電裝機比重進一步提高

預計全年全國基建新增發(fā)電裝機1.2億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)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(fā)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(fā)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(qū)過剩

預計東北和西北區(qū)域電力供應能力過剩，華北區(qū)域電力供需總體平衡、蒙西和山西富裕，華中、華東和南方區(qū)域電力供需總體寬松、部分省份富余。預計全年發(fā)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(guī)模，促進各類電源健康有序發(fā)展

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

（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(nèi)的平衡消納能力。采取有效措施，充分利用現(xiàn)有跨省區(qū)輸電通道，結合規(guī)劃加快跨省區(qū)輸電工程特別是可再生能源基地外送通道建設，確?，F(xiàn)有可再生能源過剩能力得到更大范圍消納、新增發(fā)電能力能及時送出。二是提高可再生能源發(fā)電就近消納能力。充分發(fā)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(fā)電權交易置換，以及可再生能源替代燃煤自備電廠發(fā)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(fā)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(cè)管理，適當加大峰谷電價差，促進低谷電能消費、提高電網(wǎng)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(tǒng)綜合調(diào)峰能力。建立健全發(fā)電企業(yè)調(diào)峰、調(diào)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(tǒng)現(xiàn)有調(diào)峰潛力，鼓勵各方投資建設服務新能源消納的調(diào)峰機組，合理補償云南等地區(qū)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(jīng)驗，在總結試點經(jīng)驗的基礎上逐步推廣應用。

（三）統(tǒng)籌電力改革與行業(yè)發(fā)展、穩(wěn)妥推進各項改革，避免行業(yè)風險聚集

當前電力行業(yè)特別是發(fā)電企業(yè)正處于市場需求增速明顯下滑、電力交易價格下降、節(jié)能減排改造任務繁重、產(chǎn)能過剩風險加劇四重矛盾交織疊加的特殊時期，急需統(tǒng)籌電力改革與行業(yè)發(fā)展、經(jīng)營各項工作，積極穩(wěn)妥推動改革政策落實。一方面，要統(tǒng)籌協(xié)調(diào)電力體制改革、國企改革、國有資產(chǎn)監(jiān)督管理體制改革等各項改革與行業(yè)發(fā)展和經(jīng)營，完善相關調(diào)控政策。堅持在保證行業(yè)企業(yè)運行在合理區(qū)間和健康發(fā)展的大前提下，推進行業(yè)改革和產(chǎn)業(yè)調(diào)控，避免各類不利因素疊加影響造成的風險快速聚集，引發(fā)企業(yè)大面積經(jīng)營困難。另一方面，密切關注改革中出現(xiàn)的新情況、新趨勢，進一步規(guī)范電力市場化改革秩序，創(chuàng)造公平、公開、競爭有序的電力市場環(huán)境，真正發(fā)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(jiān)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(guī)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(fā)改委等8個部門聯(lián)合印發(fā)的《關于推進電能替代的指導意見》（發(fā)改能源〔2016〕1054號），提高電能占終端能源消費比重。一是堅持規(guī)劃引領，著力抓好規(guī)劃落實。統(tǒng)籌能源資源開發(fā)利用、大氣污染防治和經(jīng)濟社會可持續(xù)發(fā)展，合理規(guī)劃電能替代；各地方政府應將電能替代納入當?shù)啬茉春痛髿馕廴痉乐喂ぷ?，在城市總體規(guī)劃、能源發(fā)展規(guī)劃中充分考慮電能替代發(fā)展，保障電能替代配套電網(wǎng)線路走廊和站址用地，依據(jù)規(guī)劃加快推進城鄉(xiāng)配電網(wǎng)及農(nóng)網(wǎng)升級改造，釋放用電需求。二是堅持市場運作，創(chuàng)新商業(yè)模式。鼓勵社會資本投入電能替代領域，探索多方共贏的市場化項目運作模式，鼓勵以合同能源管理、設備租賃、以租代建等方式開展電能替代，鼓勵企業(yè)提供多樣化的綜合能源解決方案；引導社會力量積極參與電能替代技術、業(yè)態(tài)和運營等創(chuàng)新；完善技術標準和準入制度。三是堅持有序推進，鼓勵試點示范。各地區(qū)因地制宜、穩(wěn)步有序地推進經(jīng)濟性好、節(jié)能減排效益佳的電能替代試點示范項目，并加強項目建設管理;不斷擴大試點范圍，總結試點經(jīng)驗，及時開展示范成果展示，推廣復制成功經(jīng)驗。四是堅持改革創(chuàng)新，加快關鍵技術和設備研發(fā)。結合電力體制改革，完善電力市場化交易機制，促進電能替代；創(chuàng)新電能替代技術路線，加快電能替代關鍵設備研發(fā)，促進技術裝備能效水平顯著提升。（來源：中電聯(lián)）