上半年，受工业用电量下行、产业结构调整以及气温降水等因素影响，全社会用电量同比仅增长1.3%, 但二季度各月增速逐月小幅回升；第二产业用电量同比下降0.5%，其中黑色金属冶炼和建材行业用电量增速同比分别回落8.2和15.7个百分点，是第二产业用电量下降的主因；第三产业用电量增长8.1%，其中信息业消费持续保持旺盛势头；城乡居民生活用电量增长4.8%，其中二季度增长7.4%、增速环比提高4.8个百分点。6月底发电装机容量接近14亿千瓦、电力供应能力充足，非化石能源发电量同比增长16.0%，火电发电量连续12个月同比下降、设备利用小时同比降幅持续扩大。全国电力供需更为宽松，运行安全稳定。

　　下半年，全国电力消费增速有望回升，预计全年全社会用电量同比增长2%-4%。全年新投产发电装机超过1亿千瓦，年底发电装机容量14.7亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机容量比重提高至35%左右。预计全国电力供需形势更为宽松；全国火电设备利用小时将跌破4500小时，创新低。

　　一、上半年全国电力供需状况

　　（一）电力消费增速明显回落，但二季度各月增速连续小幅回升。上半年全国全社会用电量2.66万亿千瓦时、同比增长1.3%，为2010年以来同期最低，增速同比回落4.0个百分点。主要原因：一是宏观经济及工业生产增长趋缓，特别是部分重化工业生产明显下滑的影响。当前市场需求增长乏力，工业生产及固定资产投资增速放缓，房地产市场持续低迷，企业限产、停产增多,尤其是部分产能过剩矛盾突出的重化工业下滑更为明显。由于重化工业用电量占比远远超过其增加值占比，重化工业回落带动全社会用电量回落幅度明显超过GDP及工业增加值回落幅度。二是气温、降水因素影响。一季度前三个月全国平均气温均比常年同期偏高1.5℃以上，而5、6月份全国平均降水量分别比常年同期偏多15.1%和5.5%，影响到一季度采暖负荷以及二季度降温负荷的增长。三是产业结构调整影响。国家持续推行转方式、调结构产业政策，节能减排力度加大，电能利用效率提升。四是电力生产自身消耗减少的影响。上半年线损电量同比下降5.6%，火电发电量负增长导致火电厂用电量增速同比回落5.1个百分点。

　　二季度，全社会用电量同比增长1.7%，增速环比提高0.9个百分点；各月增速分别为1.3%、1.6%和1.8%，自3月用电增速出现阶段性底部以来连续3个月小幅回升。

图1  2010-2015年上半年全社会及各产业用电量增长情况图

　　电力消费结构继续优化。第三产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量比重同比分别提高0.8和0.4个百分点，第二产业比重降低1.2个百分点，其中四大高耗能行业（化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼）用电量比重为30.8%，同比降低0.9个百分点。

　　第二产业及其工业用电量负增长，黑色金属冶炼和建材行业用电量大幅下降是主因。上半年，第二产业用电量同比下降0.5%，其中工业用电同比下降0.4%，是全社会用电量低速增长的主要原因。受固定资产投资增速持续放缓特别是房地产市场低迷，以及部分地区推进节能减排、加大淘汰落后产能等因素影响，黑色金属冶炼和建材行业用电量同比分别下降6.5%和6.4%，增速同比分别回落8.2和15.7个百分点，两个行业合计用电量增长对全社会用电量增长的贡献率为-83.1%。若扣除这两个行业，则全社会用电量同比增长2.8%，第二产业及其工业用电量分别增长1.2%和1.3%。

　　第三产业用电保持快速增长，住宿餐饮业用电增速有所恢复。第三产业用电同比增长8.1%、同比提高1.2个百分点，成为稳定全社会用电增长的最主要力量。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长16.1%，延续快速增长势头；住宿和餐饮业用电形势有所恢复，用电量同比增长4.5%、同比提高3.7个百分点。

　　二季度城乡居民生活用电增速环比回升。受气温、降水等因素影响，城乡居民生活用电同比增长4.8%，增速同比回落1.8个百分点，其中二季度增速环比回升4.8个百分点。

　　中部和东北地区用电量负增长，中、西部地区用电量增速同比回落幅度较大。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长1.6%、-0.3%、2.6%和-2.0%，增速同比分别回落3.0、5.4、5.0和4.0个百分点。二季度，各地区用电增速均环比上升，东、中、西部和东北地区同比分别增长1.9%、0.2%、3.3%和-1.9%，增速分别环比一季度提高0.5、1.0、1.4和0.1个百分点，其中中部地区实现由负转正。

图2  2014、2015年上半年各地区用电量增速情况图

　　（二）电力供应能力充足，非化石能源发电延续较快增长，火电发电量连续12个月负增长、利用小时继续下降。上半年，基建新增发电装机4338万千瓦，其中非化石能源发电占46.7%。6月底全国6000千瓦及以上电厂装机为13.6亿千瓦、同比增长8.7%，全口径发电装机容量接近14亿千瓦。上半年全国规模以上电厂发电量2.71万亿千瓦时、同比增长0.6%，其中非化石能源发电量同比增长16.0%；全国发电设备利用小时1936小时，同比降低151小时。

　　水电投资连续3年下降，水电发电量快速增长。水电投资仅为2012年同期（水电完成投资最多）的一半，新增水电装机506万千瓦。6月底全国6000千瓦及以上水电装机2.68亿千瓦、同比增长5.7%，全国主要发电企业常规水电在建规模萎缩至2500万千瓦。规模以上电厂水电发电量同比增长13.3%，设备利用小时1512小时，同比增加82小时。

　　并网风电装机容量突破1亿千瓦，并网太阳能发电量高速增长。全国6000千瓦及以上并网风电装机容量为10491万千瓦、同比增长26.8%，发电量增长26.2%，设备利用小时1002小时、同比增加16小时。全国并网太阳能发电装机同比增长61.4%，发电量同比增长62.5%。

　　核电进入规模投产期，核电发电量高速增长。新投产3台核电机组，6月底全国核电装机容量达到2214万千瓦、同比增长24.5%，上半年发电量同比增长34.8%，设备利用小时3456小时、同比增加27小时,其中辽宁仅为2763小时。

　　火电发电量连续12个月同比负增长。新增火电装机2343万千瓦。6月底全国6000千瓦及以上火电装机9.35亿千瓦（其中煤电8.44亿千瓦）、同比增长6.4%。受电力消费需求放缓、供需宽松以及为快速增长的非化石能源发电调峰等因素影响，火电发电量同比下降3.2%，自2014年7月份以来连续12个月负增长；设备利用小时2158小时（其中煤电2224小时），同比降低217小时。

　　跨区送电低速增长，省间输出电量同比下降。跨区送电量1226亿千瓦时、同比增长3.8%。跨省输出电量3965亿千瓦时、同比下降0.9%。南方电网区域西电东送电量同比增长26.2%。三峡电站送出电量同比增长3.8%。

　　电煤供应延续宽松，发电用天然气供应总体平稳。全国煤炭市场需求低迷，国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。全国天然气消费需求增长放缓，除海南外，天然气发电供气总体平稳。因气价偏高、地方政府补贴不到位，部分天然气电厂持续亏损。

　　（三）全国电力供需形势较去年更为宽松。东北和西北区域供应能力富余较多，华中区域供需总体宽松，华北、华东和南方区域供需总体平衡、部分省份供应能力盈余；省级电网中，海南电力供需矛盾较为突出，江西1月份因电网影响在部分时段存在错峰。

　　二、下半年全国电力供需形势预测

　　（一）下半年电力消费增速总体回升。综合考虑宏观经济形势、气温及基数以及电能替代等因素，预计下半年用电量增速有望总体回升。预计全年全社会用电量5.64-5.75万亿千瓦时、同比增长2%-4%，增速低于上年。影响预测的主要不确定因素，一是“稳增长”措施落实效果，二是“迎峰度夏”期间气候因素难以准确判断。

　　（二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高。预计2015年基建新增发电装机容量超过1亿千瓦，其中非化石能源发电占总新增装机比重超过53%。预计年底全国发电装机容量14.7亿千瓦、同比增长7.5%左右，其中非化石能源发电装机比重提高到35%左右。

　　（三）下半年全国电力供需形势更为宽松。预计东北和西北区域电力供应能力富余较多，华中区域电力供需总体宽松，华东和南方区域电力供需总体平衡、部分省份电力供应能力盈余，华北区域电力供需总体平衡、部分省份高峰时段供应偏紧。预计全年发电设备利用小时4100小时左右，其中火电设备利用小时将跌破4500小时，再创新低。

　　三、有关建议

　　（一）编制好经济新常态下的电力工业“十三五”规划

　　我国经济发展已经进入新常态，电力消费从高速增长向下换挡为中速甚至中低速增长；电力供需总体宽松环境下电力发展的重点从主要解决用电“有没有”转移到主要解决“好不好”，即要着力推动电力行业提质增效升级；发展主要从外延式扩张转变为主要依靠创新和深化改革来推动。所以，做好经济新常态下的电力工业“十三五”规划研究编制工作十分重要。为此，一是做好电力需求分析预测。深刻领会和准确把握习近平总书记提出的我国经济正在向形态更高级、分工更复杂、结构更合理的九方面变化和经济新常态的三大特点，总结历史数据，分析国际经验，掌握经济社会发展与电力需求增长的普遍规律，顺应电力需求增速换挡的大势，做好“十三五”及中长期电力需求预测。二是科学统筹确定发展目标，加快提高国家电气化水平。按照国家“四个全面”战略布局，落实国家确定的2020年和2030年非化石能源占一次能源消费比重分别提高到15%和20%左右、单位国内生产总值二氧化碳排放强度比2005年分别下降40%－45%和60%-65%以及2030年左右二氧化碳排放达到峰值且将努力早日达峰等能源结构调整目标和大气污染治理目标，科学统筹确定非化石能源发电发展目标，稳步推进电力绿色化转型，以相对较低的电力成本安全绿色满足经济社会发展的电力有效需求；加快在工业、交通运输业、建筑业等领域推广实施电能替代战略，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。三是坚持电力统一规划，着力提供用得起的安全绿色电能。立足电力行业全局，统筹规划水电、煤电、核电、天然气发电、新能源发电以及电网发展目标、结构和布局，优化配置非化石能源发电品种，优先发展水电和核电、提高新能源发电发展质量，控制煤炭消费总量、提高电煤占煤炭消费中的比重，建立分布式电源发展新机制，推进电网智能化，着力提供用得起(即经济社会发展可承受、可促进国内产业提升国际竞争力和电力行业可持续发展)的安全绿色电能。四是稳妥有序探索电力项目核准制改革。在强化国家统一电力规划下，稳妥有序探索电力项目核准制改革，实行通过公开市场招标择优确定投资主体制度，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。

　　（二）合理控制开工投产规模，稳定经济增长和推进电力行业提质增效

　　近年来，全国电力供需从过去总体平衡转变为总体宽松甚至过剩，经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大，电源结构不合理使电力系统调峰能力明显不足，造成煤电利用小时持续下降和电力行业发展质量、效益下降。同时，经济下行压力大，“稳增长”、“调结构”和“惠民生”任务重，需要电力行业通过“有保有压”来提质增效和稳定经济增长。为此，一是合理控制新开工投产规模。结合当前及“十三五”期间电力消费增速向下换挡的实际，科学确定和合理控制新开工投产规模，消化好现有过剩能力，使全国电力供需从总体宽松甚至过剩加快转变为总体平衡。既要控制煤电开工规模，也要合理控制具有明显随机性、间歇性、波动性的风电和光伏发电的开发节奏，以避免过快发展造成发电能力过剩加剧、行业资产利用效率下降、国家财政补贴能力不足加剧和可再生能源电价附加上调压力加剧。二是适度增加水电和核电开工规模。相比风电和太阳能风电，水电和核电不仅同样具有良好绿色低碳性能，还有发电成本较低和发电容量效用高的比较优势，在合理控制总开工规模下，可适度增加开工规模。这两类项目建设周期长，大都在“十三五”末及以后相继投产，既能拉动和稳定经济增长，又能有效规避当前供需宽松困局，还能促进电力结构绿色转型和保障电力中长期安全经济供应。三是提高调峰电源比重。在合理控制开工规模下，加快建设抽水蓄能等调峰电源，提高电力系统调峰电源比重，加快提高电力系统调峰能力，以提高消纳可再生能源发电能力，提高行业资产利用效率和效益。四是加快跨省区输电通道和配电网建设。当前，要认真贯彻落实国家发展改革委《关于下达农村电网改造升级工程2015年第二批中央预算内投资计划的通知》(发改投资〔2015〕723号)要求，安全优质高效推进新增农网改造升级工程建设。加快跨省区输电通道建设。加快城市配电网建设及智能化升级，提高电能质量、供电可靠性以及对分布式能源的消纳能力。

　　（三）远近结合、多措并举，着力解决“弃水”、“弃风”和“弃光”问题

　　近年来，我国可再生能源发电发展迅速，政府和行业企业采取多项措施来促进消纳，但西南基地“弃水”和“三北”基地“弃风”、“弃光”问题仍然比较严重。要从行业全局来解决上述难题，一方面要强化电力统一规划，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，健全国家规划刚性实施机制；另一方面要调整新能源发电发展思路，风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，近中期优先鼓励分散、分布式开发。同时，要采取应急措施，包括：一是结合规划提出云南、四川和“三北”等可再生能源基地的跨省区消纳应急输电通道工程，尽早核准和建设。二是严格控制电力富余较多以及“弃水”、“弃风”和“弃光”严重地区的电源开工规模，集中消化现有过剩能力。三是落实好《关于改善电力运行调节、促进清洁能源多发满发的指导意见》文件，落实相关地区、部门和单位责任和义务，在年度电量平衡中预留空间和优先消纳、加大调峰辅助服务等市场机制，加强厂网协调，促进清洁能源消纳。

　　（四）全面贯彻落实中发[2015]9号文件，加快出台实施细则和配套文件，稳妥有序推进试点

　　国家发展改革委按照中发[2015]9号文和国家总体部署，正在有效组织有关部门和单位研究制定出台各项实施细则和配套文件，按照先试点再推广原则稳妥有序推进改革。结合当前电力行业经济运行实际，一是加快建立辅助服务分担共享新机制，缓解“弃水”、“弃风”和“弃光”矛盾。完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。二是抓紧出台电力直接交易方面的指导意见，统一规范大用户直接交易政策。分期分批有序开放交易市场主体，科学设定和有效监管交易价格、交易电量，坚决制止恶性竞争和不公平竞争。三是加快出台《自备电厂管理办法》，加强和规范自备电厂监督管理。要严格自备电厂准入标准和自发自用为主的功能定位，严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担与公共电厂同样的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费等社会责任，自备电厂余量上网要在同一市场平台上与公用电厂公平竞争。