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上半年，經濟運行保持在合理區間，穩中向好態勢趨于明顯。全國電力供需總體寬松，部分地區電力供應能力富余。全社會用電量同比增長6.3%，增速同比提高3.6個百分點，延續了2016年下半年以來的較快增長勢頭。第二產業用電量同比增長6.1%，拉動全社會用電量增長4.4個百分點，是全社會用電量增長的主要動力。第三產業用電量同比增長9.3%，拉動全社會用電量增長1.2個百分點；所占全社會用電量比重為13.7%，同比提高0.4個百分點。受上年同期高基數、一季度氣溫偏暖等因素影響，居民生活用電量同比增長4.5%，為近十年同期第二低增速。
上半年，全國規模以上電廠發電量同比增長6.3%；6月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量16.3億千瓦，同比增長6.9%，供應能力充足。煤電有序發展效果明顯，煤電投資同比下降29.0%、煤電新增裝機規模同比下降48.3%。電源結構及布局持續優化，新增非化石能源發電裝機占新增總裝機的73.4%，比重同比提高20個百分點；東、中部地區新增風電、太陽能發電裝機占比分別達到57.9%和76.1%。電力企業多措并舉有效促進新能源消納，棄風棄光問題有所緩解，風電設備平均利用小時同比提高67小時，太陽能發電設備平均利用小時同比提高39小時。全國煤炭供需平衡偏緊，各環節庫存下降，電煤價格高位上漲，煤電企業電煤成本大幅攀升，大部分發電集團煤電板塊持續整體虧損。
受2016年下半年高基數等因素影響，預計今年下半年全社會用電量增速略高于4%，全年同比增長5%左右、與上年總體持平；若迎峰度夏期間出現長時間大范圍極端高溫天氣，則全年全社會用電量增速將可能略高于5%。預計全年新增裝機略超1億千瓦，年底發電裝機容量達到17.6億千瓦左右，非化石能源發電裝機占比進一步提高至38%左右。預計下半年全國電力供應能力總體富余、部分地區相對過剩。電煤價格繼續高位運行，市場交易電量降價幅度較大、且規模繼續擴大，發電成本難以有效向外疏導，預計煤電企業將持續虧損，發電企業生產經營繼續面臨嚴峻困難與挑戰。
一、上半年全國電力供需狀況
（一）全社會用電量增速同比提高，二產用電量較快增長是主要拉動力
上半年，全國全社會用電量2.95萬億千瓦時、同比增長6.3%，為2012年以來同期最高增長水平，增速同比提高3.6個百分點。用電較快增長的原因主要有四個方面：一是宏觀經濟總體延續穩中向好，工業增加值、社會消費品零售總額、基礎設施投資、外貿出口等關鍵指標增速回升。二是工業品市場供需關系有所改善，市場價格回升，企業生產形勢明顯好轉，拉動用電增長。三是高技術產業、裝備制造業等新技術以及新產業新業態快速發展，帶動用電速度快速增長，逐步孕育出拉動全社會用電量增長的又一重要力量。四是上年同期基數相對偏低。
上半年電力消費主要特點有：
一是第二產業及其制造業用電較快增長。第二產業及其制造業用電量同比分別增長 6.1%和7.0%，增速同比分別提高5.6和7.3個百分點，分別拉動全社會用電量增長4.4和3.7個百分點。宏觀經濟穩中向好以及上年同期低基數是第二產業及其制造業用電較快增長的主要原因。
傳統產業中的有色金屬冶煉、石油加工煉焦及核燃料加工業、化學纖維制造業、木材加工及制品和家具制造業等4個行業用電量增速超過10%。其中，有色金屬冶煉行業用電增長對全社會用電量增長的貢獻率達19.3%。代表工業轉型方向、高技術制造比例較高的通用及專用設備制造業、交通運輸電氣電子設備制造業、醫藥制造業用電量同比分別增長10.2%、9.7%和7.6%；三個行業合計用電量比重(7.5%)比上年同期提高0.2個百分點，成為電力消費結構調整的亮點。
二是第三產業用電快速增長，生產性服務業用電形勢好于消費性服務業。第三產業用電量同比增長9.3%，拉動全社會用電量增長1.2個百分點。其中，信息傳輸計算機服務和軟件業用電量增長14.3%，延續近年來用電快速增長勢頭。交通運輸倉儲和郵政業用電量增長12.9%，主要是在高鐵、動車快速發展以及電動汽車快速推廣的拉動下，城市公共交通、電氣與鐵路用電同比分別增長26.0%和14.2%。
三是城鄉居民生活用電量增速同比回落，為近10年來同期第二低增速。受上年同期高基數以及一季度氣溫偏暖等因素影響，居民生活用電量同比增長4.5%，增速同比降低3.2個百分點；拉動全社會用電量增長0.6個百分點，拉動率比上年同期降低0.4個百分點。
四是各地區用電增速均同比提高，西部地區增速領先。東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長5.3%、6.1%、9.0%和3.9%，增速同比分別提高1.7、2.7、8.1和3.3個百分點。東、西部地區對全國用電量增長的拉動大，分別拉動2.6和2.4個百分點；西部地區受上年低基數和今年高耗能行業用電明顯回升的拉動，用電增速大幅提高。
（二）發電投資及新增裝機同比減少，電力供應能力增長放緩
上半年，電源投資節奏繼續放緩、結構繼續清潔化、布局進一步優化，棄風棄光問題有所緩解，電力供給側結構性改革成效明顯。全國主要電力企業總計完成投資同比增長1.6%；其中，發電企業有效控制投資節奏，電源完成投資同比下降13.5%。電網企業貫徹落實國家配電網建設改造行動計劃及新一輪農村電網改造升級等政策，完成投資同比增長10.0%；其中，110千伏及以下電網投資占比達到54.9%。
上半年，全國基建新增發電裝機5056萬千瓦，同比少投產643萬千瓦；其中，新增非化石能源發電裝機占新增總裝機比重為73.4%，同比提高20個百分點。截至6月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量為16.3億千瓦、同比增長6.9%，增速同比降低4.3個百分點。全國規模以上電廠發電量2.96萬億千瓦時，同比增長6.3%。
上半年電力供應主要特點有：
一是火電完成投資和新增裝機規模雙降，火電設備利用小時同比提高。火電完成投資同比下降17.4%，其中，煤電完成投資同比下降29.0%。全國基建新增火電裝機容量1421萬千瓦、同比少投產1290萬千瓦；其中，煤電投產1112萬千瓦、同比少投產1037萬千瓦。煤電投資及投產規模大幅減少，反映出國家促進煤電有序發展系列政策措施效果持續顯現。截至6月底，全國6000千瓦及以上火電裝機容量10.6億千瓦、同比增長4.6%，增速同比降低3.3個百分點。在電力消費需求較快增長、水電發電量下降等因素拉動下，全國規模以上電廠火電發電量同比增長7.1%；全國火電設備平均利用小時2010小時（其中煤電2040小時）、同比提高46小時。
二是水電發電量負增長，設備平均利用小時同比下降。全國基建新增水電裝機564萬千瓦、同比多投產126萬千瓦。截至6月底，全國6000千瓦及以上水電裝機3億千瓦（其中抽水蓄能裝機2769萬千瓦）、同比增長4.2%。受上年同期高基數以及上年底蓄能值偏低等因素影響，全國規模以上電廠水電發電量同比下降4.2%；全國水電設備平均利用小時1514小時、同比降低144小時。
三是并網風電新增裝機超半數布局在東、中部地區，棄風問題明顯緩解。新增并網風電裝機容量601萬千瓦、同比多投產27萬千瓦；其中，東、中部地區新增風電裝機占比達到57.9%，風電布局呈現出向東、中部地區轉移趨勢。6月底，全國并網風電裝機容量1.54億千瓦、同比增長12.0%；全國6000千瓦及以上電廠并網風電發電量1490億千瓦時、同比增長21.0%，明顯超過裝機容量增速。在有關部門和電力企業的共同努力下，棄風問題有所緩解，全國風電利用小時數984小時、同比提高67小時；其中，東北、西北地區風電設備平均利用小時數同比分別提高92和173小時。
四是并網太陽能發電裝機和發電量持續快速增長，設備利用小時同比提高。上半年，全國新增并網太陽能發電裝機2362萬千瓦、同比增加602萬千瓦；其中，6月份太陽能新增裝機規模占上半年的比重達到50.5%。從布局上看，東、中部地區太陽能新增規模占全國的比重達到76.1%。截至6月底，全國并網太陽能發電裝機容量為9797萬千瓦、同比增長53.8%，占總發電裝機容量比重為5.9%。全國并網太陽能發電量501億千瓦時、同比增長74.3%。太陽能發電設備平均利用小時630小時、同比提高39小時，棄光問題有所緩解。
五是核電新投產一臺機組，發電量及設備平均利用小時均同比增長。廣東陽江核電站4號機組（109萬千瓦）投產，截至6月底，全國核電裝機3473萬千瓦、同比增長17.3%。全國核電發電量同比增長19.6%；核電設備平均利用小時3406小時、同比提高59小時。
六是跨區跨省送電較快增長。全國完成跨區送電量1680億千瓦時、同比增長6.9%。全國跨省送電量4804億千瓦時、同比增長8.3%。
七是煤炭供應平衡偏緊，煤電企業電煤成本大幅攀升、經營形勢嚴峻。全國煤炭供需平衡偏緊，各環節庫存下降，電煤價格高位上漲，煤電企業燃料成本大幅攀升，大部分發電集團煤電板塊持續整體虧損，發電行業效益大幅下滑。
（三）全國電力供需總體寬松，部分地區相對過剩
上半年，全國電力供需總體寬松，部分地區相對過剩。其中，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、部分省份供應能力富余；東北和西北區域電力供應能力相對過剩。
二、下半年全國電力供需形勢預測
（一）全年電力消費走勢前高后穩，年度增速與上年大體持平
綜合宏觀經濟形勢、外貿出口、服務業發展、電能替代、房地產及汽車行業政策調整、氣溫等方面因素，預計全年電力消費增長呈前高后穩走勢。考慮到2016年下半年高基數因素形成的下拉影響（2016年下半年全社會用電量增長7.2%，比上半年增速2.7%提高4.5個百分點），預計今年下半年全社會用電量增速略高于4%；全年全社會用電量同比增長5%左右，增速與上年大體持平。若全國出現長時間大范圍極端高溫天氣，則將導致全年全社會用電量增速略高于5%。
（二）全國電力供應能力充足，電煤供應平衡偏緊
預計下半年全國基建新增裝機容量6000萬千瓦，全年全國新增發電裝機1.1億千瓦左右，其中，新增非化石能源發電裝機6500萬千瓦左右。預計2017年底全國發電裝機容量將達到17.6億千瓦、同比增長7%左右；其中，非化石能源發電6.7億千瓦，占總裝機容量比重38%，比上年提高1個百分點左右。預計下半年電煤供應將延續平衡偏緊局勢，若迎峰度夏期間出現持續大范圍極端高溫天氣、水電欠發、運力受限等因素交織疊加的情況，局部地區部分時段將可能出現電煤供應緊張局面。
（三）電力供需維持總體寬松，全年火電設備利用小時數接近上年
預計下半年全國電力供需總體繼續寬松，東北、西北電網區域電力供應能力相對過剩。受7月中旬大范圍高溫天氣影響，多地電網負荷創歷史新高，華北地區電力供需偏緊。預計全年全國發電設備利用小時3720小時左右，其中火電設備利用小時4150小時左右，好于年初預期。
三、有關建議
（一）落實迎峰度夏工作方案及預案，確保電力系統安全穩定運行
當前全國電力供需總體寬松，但在極端氣候條件下部分地區仍存在電力供應偏緊甚至緊張情況，應積極應對高溫熱浪等氣溫因素帶來的負荷突變，始終把電力系統安全穩定運行放在首位，防止發生大面積停電，保障生產生活用電需求，為黨的十九大順利召開提供堅強的電力保障。
一是制定并落實相關方案和預案。相關地方及企業應嚴格貫徹落實國家發展改革委《關于做好2017年迎峰度夏期間煤電油氣運保障工作的通知》（發改運行〔2017〕1129號），統籌做好煤電油氣運保障工作。
二是加強省間互濟，做好余缺調節。針對部分電力供需偏緊的地區，充分利用高峰時間段差異，增加省間、區域間高峰電力保障能力，消除省間壁壘，根據需要及時組織臨時交易，實現省間互濟、余缺調節。
三是加強電力需求側管理。綜合運用財政、稅收、物價等政策杠桿，完善峰谷分時電價，精細化做好有序用電工作，平抑高峰負荷需求。通過多平臺及時發布電力供需信息，創新推廣“虛擬電廠”等需求側管理形式，引導社會積極參與有序用電，營造良好供電、保電環境。
四是密切關注持續高溫大負荷和強雷雨等自然災害，確保電力系統安全穩定運行。高溫天氣會促使降溫負荷陡增，自然災害、外力破壞是導致線路跳閘的首要因素。部分輸電線路負載過重,負荷高峰時段滿負荷、超負荷運行,電網安全穩定運行面臨不確定性。建議密切關注天氣變化，做好短期電力負荷預測，及時優化調整電力交易安排。加強輸變電設備運維管理，做好各類災害天氣和突發事件的應對措施，保障大壩、電力設施安全度汛。
（二）強化迎峰度夏和度冬期間電煤供應，保障電力穩定供應
針對當前電煤供應持續偏緊、用電需求較快增長的形勢，要密切關注迎峰度夏、度冬期間電煤供應季節性矛盾。尤其當前已進入迎峰度夏保供應關鍵期，降溫負荷拉動用電需求持續較快增長，應全力保障煤炭充足供應，確保迎峰度夏形勢的平穩有序。
一是加快推進煤炭優質產能釋放，有效增加煤炭市場供給量。各地方及企業應嚴格貫徹落實發改運行〔2017〕763號、發改運行〔2017〕1129號文件精神，落實“放管服”要求，加快推進煤炭優質產能釋放。抓緊對部分符合條件的優質產能煤礦重新核定生產能力；積極協調和組織具備條件的煤礦加緊落實產能置換方案；各地應針對停工停產煤礦進行認真梳理、提出分類處置措施，對具備條件的抓緊組織復工復產驗收，力爭應復盡復；不應以簡單停產方式應付安全生產、環保等檢查。嚴格限制部分地區通過“煤管票”等行政行為變相操控煤炭產量。統籌協調好控制劣質煤進口與保證電煤有效供應，充分考慮電煤需求的季節性特征，合理縮短迎峰度夏期間進口煤檢驗周期。
二是有效保障各環節煤炭庫存維持在合理水平。建議合理引導和有效監管煤炭流通企業、生產企業和主要用戶的煤炭庫存水平；確保環渤海港口庫存維持合理水平，并重點關注蒙西、東北、京津唐等地區電煤庫存，防止出現缺煤停機。
三是由有關政府部門牽頭，加強運力、中長期合同執行的協調和監管。建議有關部門及時有效協調出現的問題，確保迎峰度夏期間重點地區的電煤運輸，尤其保障大秦、蒙冀、朔黃等重點鐵路運力。
（三）完善調控政策和協同機制，改善電力企業經營環境
煤電企業多重矛盾交織疊加，導致企業連續虧損、經營形勢日趨嚴峻，應引起廣泛重視。建議在市場秩序、價格機制、調控政策等方面改善發電企業經營環境，避免行業風險進一步聚集。
一是密切關注煤炭市場波動，有效引導價格合理回歸。建議加快推進煤炭優質產能釋放以增加煤炭市場供給量；進一步規范和完善煤炭價格指數體系，提高客觀性、準確性、及時性；積極引導社會輿論，從嚴查處價格欺詐、囤積居奇、哄抬價格等違法行為，盡快將煤價下調至綠色區間。
二是合理疏導發電成本，繼續完善煤電價格機制。建議引導發電企業加強燃料成本預測和競價策略研究，在電力市場交易中充分考慮燃料成本波動，合理疏導發電成本。調整環保電價的補償方式，將市場化交易電量環保補貼的分擔方式調整為“價外補貼”；盡快研究將供熱電廠供熱部分的電價納入環保電價補償范圍。對以清潔能源為主的電網推行火電機組備用容量補償機制，尤其針對長期為清潔能源發電提供調峰、調頻、備用等輔助服務的煤電機組逐步實施兩部制電價，緩解火電企業存在嚴重的生存問題，引導煤電行業轉型升級。
三是加強政策執行監督，確保相關政策落地。國家出臺《關于取消、降低部分政府性基金及附加合理調整電價結構的通知》（發改價格〔2017〕1152號）等文件，對于緩解煤電企業經營困難具有重要意義，建議相關部門加強對該項政策落實的監督，確保政策落地。
四是出臺煤電停緩建配套政策，緩解企業經濟損失。充分考慮煤電“去產能”停緩建政策，對行業和企業帶來的較大安全隱患和經濟損失。客觀評估由于投資方、設計、施工、監理和制造等多方面合同協議和審批文件的變更處理，所帶來的工程違約索賠費用、設施防護和設備保護費用、支付已貸款項利息等。研究出臺財稅、利率等方面的配套政策，緩解停緩建給企業帶來的財務成本、安全處置成本、違約成本等經濟損失，妥善解決相關人員安置問題。
（四）及時化解新問題，穩妥有序推進電力體制改革
隨著電力市場化交易規模的擴大，各省級電力市場的相繼建立，電力體制改革已逐步進入新的階段。建議認真總結部分地區電力市場建設中暴露的問題，進一步完善交易體系，提高改革質量和效果。
一是進一步完善市場體系。建議進一步規范市場準入、輸配電價核定、電力交易機構設置等關鍵環節，健全電力市場主體信用體系建設，建立守信激勵和失信懲戒機制，加強直接交易合同約束力，保障合同有效執行。
二是進一步加強監督指導。建議加強對各省級電力市場交易工作的指導監管，制定頒布統一的具有強制性的市場準入規則、市場交易規則等范本，及時糾正帶有地方保護色彩的不合理政策，維護電力市場秩序，防止行政干預盲目降價，促進電改健康有序開展。
三是進一步開展重點問題研究。建議針對改革中出現的電量放開比例問題、法律問題、合同執行等重點、熱點問題開展廣泛討論，深入研究。綜合考慮系統安全、裝機結構、負荷特性、供需形勢以及行業企業經營形勢等多因素，研究確定市場交易電量比例的合理閾值和放開節奏；針對交易雙方的市場行為，加強法律研究，明確標準、合理引導；針對交易合同執行中出現的履約率低、拖欠電費等問題，逐步建立電費清繳機制，并研究建立違約行為與誠信機制、電力市場準入清出機制的關聯機制。
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