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（其中绝大部分为光伏发电），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(密)郑(州)±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。
（三）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
（一）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。
（二）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。
（三）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
（一）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。
（二）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》（国能综电力〔2016〕397号），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。
（三）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。
（四）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》（发改能源〔2016〕1054号），提高电能占终端能源消费比重。一是坚持规划引领，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。
