上半年，經(jīng)濟運行保持在合理區(qū)間，穩(wěn)中向好態(tài)勢趨于明顯。全國電力供需總體寬松，部分地區(qū)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(xù)了2016年下半年以來的較快增長勢頭。第二產(chǎn)業(yè)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(chǎn)業(yè)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(shù)、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(guī)模以上電廠發(fā)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(fā)展效果明顯，煤電投資同比下降29.0%、煤電新增裝機規(guī)模同比下降48.3%。電源結(jié)構(gòu)及布局持續(xù)優(yōu)化，新增非化石能源發(fā)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(qū)新增風電、太陽能發(fā)電裝機占比分別達到57.9%和76.1%。電力企業(yè)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(shè)備平均利用小時同比提高67小時，太陽能發(fā)電設(shè)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(huán)節(jié)庫存下降，電煤價格高位上漲，煤電企業(yè)電煤成本大幅攀升，大部分發(fā)電集團煤電板塊持續(xù)整體虧損。

受2016年下半年高基數(shù)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(xiàn)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(fā)電裝機容量達到17.6億千瓦左右，非化石能源發(fā)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(qū)相對過剩。電煤價格繼續(xù)高位運行，市場交易電量降價幅度較大、且規(guī)模繼續(xù)擴大，發(fā)電成本難以有效向外疏導，預計煤電企業(yè)將持續(xù)虧損，發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營繼續(xù)面臨嚴峻困難與挑戰(zhàn)。

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(chǎn)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(jīng)濟總體延續(xù)穩(wěn)中向好，工業(yè)增加值、社會消費品零售總額、基礎(chǔ)設(shè)施投資、外貿(mào)出口等關(guān)鍵指標增速回升。二是工業(yè)品市場供需關(guān)系有所改善，市場價格回升，企業(yè)生產(chǎn)形勢明顯好轉(zhuǎn)，拉動用電增長。三是高技術(shù)產(chǎn)業(yè)、裝備制造業(yè)等新技術(shù)以及新產(chǎn)業(yè)新業(yè)態(tài)快速發(fā)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(shù)相對偏低。

上半年電力消費主要特點有：

一是第二產(chǎn)業(yè)及其制造業(yè)用電較快增長。第二產(chǎn)業(yè)及其制造業(yè)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(jīng)濟穩(wěn)中向好以及上年同期低基數(shù)是第二產(chǎn)業(yè)及其制造業(yè)用電較快增長的主要原因。

傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)中的有色金屬冶煉、石油加工煉焦及核燃料加工業(yè)、化學纖維制造業(yè)、木材加工及制品和家具制造業(yè)等4個行業(yè)用電量增速超過10%。其中，有色金屬冶煉行業(yè)用電增長對全社會用電量增長的貢獻率達19.3%。代表工業(yè)轉(zhuǎn)型方向、高技術(shù)制造比例較高的通用及專用設(shè)備制造業(yè)、交通運輸電氣電子設(shè)備制造業(yè)、醫(yī)藥制造業(yè)用電量同比分別增長10.2%、9.7%和7.6%;三個行業(yè)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(jié)構(gòu)調(diào)整的亮點。

二是第三產(chǎn)業(yè)用電快速增長，生產(chǎn)性服務業(yè)用電形勢好于消費性服務業(yè)。第三產(chǎn)業(yè)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(yè)用電量增長14.3%，延續(xù)近年來用電快速增長勢頭。交通運輸倉儲和郵政業(yè)用電量增長12.9%，主要是在高鐵、動車快速發(fā)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(xiāng)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(shù)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(qū)用電增速均同比提高，西部地區(qū)增速領(lǐng)先。東、中、西部和東北地區(qū)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(qū)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(qū)受上年低基數(shù)和今年高耗能行業(yè)用電明顯回升的拉動，用電增速大幅提高。

(二)發(fā)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(jié)奏繼續(xù)放緩、結(jié)構(gòu)繼續(xù)清潔化、布局進一步優(yōu)化，棄風棄光問題有所緩解，電力供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革成效明顯。全國主要電力企業(yè)總計完成投資同比增長1.6%;其中，發(fā)電企業(yè)有效控制投資節(jié)奏，電源完成投資同比下降13.5%。電網(wǎng)企業(yè)貫徹落實國家配電網(wǎng)建設(shè)改造行動計劃及新一輪農(nóng)村電網(wǎng)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(wǎng)投資占比達到54.9%。

上半年，全國基建新增發(fā)電裝機5056萬千瓦，同比少投產(chǎn)643萬千瓦;其中，新增非化石能源發(fā)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(guī)模以上電廠發(fā)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(guī)模雙降，火電設(shè)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(chǎn)1290萬千瓦;其中，煤電投產(chǎn)1112萬千瓦、同比少投產(chǎn)1037萬千瓦。煤電投資及投產(chǎn)規(guī)模大幅減少，反映出國家促進煤電有序發(fā)展系列政策措施效果持續(xù)顯現(xiàn)。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(fā)電量下降等因素拉動下，全國規(guī)模以上電廠火電發(fā)電量同比增長7.1%;全國火電設(shè)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(fā)電量負增長，設(shè)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(chǎn)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(shù)以及上年底蓄能值偏低等因素影響，全國規(guī)模以上電廠水電發(fā)電量同比下降4.2%;全國水電設(shè)備平均利用小時1514小時、同比降低144小時。

三是并網(wǎng)風電新增裝機超半數(shù)布局在東、中部地區(qū)，棄風問題明顯緩解。新增并網(wǎng)風電裝機容量601萬千瓦、同比多投產(chǎn)27萬千瓦;其中，東、中部地區(qū)新增風電裝機占比達到57.9%，風電布局呈現(xiàn)出向東、中部地區(qū)轉(zhuǎn)移趨勢。6月底，全國并網(wǎng)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(wǎng)風電發(fā)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(guān)部門和電力企業(yè)的共同努力下，棄風問題有所緩解，全國風電利用小時數(shù)984小時、同比提高67小時;其中，東北、西北地區(qū)風電設(shè)備平均利用小時數(shù)同比分別提高92和173小時。

四是并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機和發(fā)電量持續(xù)快速增長，設(shè)備利用小時同比提高。上半年，全國新增并網(wǎng)太陽能發(fā)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(guī)模占上半年的比重達到50.5%。從布局上看，東、中部地區(qū)太陽能新增規(guī)模占全國的比重達到76.1%。截至6月底，全國并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量為9797萬千瓦、同比增長53.8%，占總發(fā)電裝機容量比重為5.9%。全國并網(wǎng)太陽能發(fā)電量501億千瓦時、同比增長74.3%。太陽能發(fā)電設(shè)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(chǎn)一臺機組，發(fā)電量及設(shè)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(chǎn)，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(fā)電量同比增長19.6%;核電設(shè)備平均利用小時3406小時、同比提高59小時。

六是跨區(qū)跨省送電較快增長。全國完成跨區(qū)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(yè)電煤成本大幅攀升、經(jīng)營形勢嚴峻。全國煤炭供需平衡偏緊，各環(huán)節(jié)庫存下降，電煤價格高位上漲，煤電企業(yè)燃料成本大幅攀升，大部分發(fā)電集團煤電板塊持續(xù)整體虧損，發(fā)電行業(yè)效益大幅下滑。

(三)全國電力供需總體寬松，部分地區(qū)相對過剩

上半年，全國電力供需總體寬松，部分地區(qū)相對過剩。其中，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、部分省份供應能力富余;東北和西北區(qū)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(wěn)，年度增速與上年大體持平

綜合宏觀經(jīng)濟形勢、外貿(mào)出口、服務業(yè)發(fā)展、電能替代、房地產(chǎn)及汽車行業(yè)政策調(diào)整、氣溫等方面因素，預計全年電力消費增長呈前高后穩(wěn)走勢?？紤]到2016年下半年高基數(shù)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(xiàn)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(fā)電裝機1.1億千瓦左右，其中，新增非化石能源發(fā)電裝機6500萬千瓦左右。預計2017年底全國發(fā)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(fā)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(xù)平衡偏緊局勢，若迎峰度夏期間出現(xiàn)持續(xù)大范圍極端高溫天氣、水電欠發(fā)、運力受限等因素交織疊加的情況，局部地區(qū)部分時段將可能出現(xiàn)電煤供應緊張局面。

(三)電力供需維持總體寬松，全年火電設(shè)備利用小時數(shù)接近上年

預計下半年全國電力供需總體繼續(xù)寬松，東北、西北電網(wǎng)區(qū)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(wǎng)負荷創(chuàng)歷史新高，華北地區(qū)電力供需偏緊。預計全年全國發(fā)電設(shè)備利用小時3720小時左右，其中火電設(shè)備利用小時4150小時左右，好于年初預期。

三、有關(guān)建議

(一)落實迎峰度夏工作方案及預案，確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)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(qū)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(tǒng)安全穩(wěn)定運行放在首位，防止發(fā)生大面積停電，保障生產(chǎn)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(guān)方案和預案。相關(guān)地方及企業(yè)應嚴格貫徹落實國家發(fā)展改革委《關(guān)于做好2017年迎峰度夏期間煤電油氣運保障工作的通知》(發(fā)改運行〔2017〕1129號)，統(tǒng)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(diào)節(jié)。針對部分電力供需偏緊的地區(qū)，充分利用高峰時間段差異，增加省間、區(qū)域間高峰電力保障能力，消除省間壁壘，根據(jù)需要及時組織臨時交易，實現(xiàn)省間互濟、余缺調(diào)節(jié)。

三是加強電力需求側(cè)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(fā)布電力供需信息，創(chuàng)新推廣“虛擬電廠”等需求側(cè)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(huán)境。

四是密切關(guān)注持續(xù)高溫大負荷和強雷雨等自然災害，確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)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(wǎng)安全穩(wěn)定運行面臨不確定性。建議密切關(guān)注天氣變化，做好短期電力負荷預測，及時優(yōu)化調(diào)整電力交易安排。加強輸變電設(shè)備運維管理，做好各類災害天氣和突發(fā)事件的應對措施，保障大壩、電力設(shè)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(wěn)定供應

針對當前電煤供應持續(xù)偏緊、用電需求較快增長的形勢，要密切關(guān)注迎峰度夏、度冬期間電煤供應季節(jié)性矛盾。尤其當前已進入迎峰度夏保供應關(guān)鍵期，降溫負荷拉動用電需求持續(xù)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(wěn)有序。

一是加快推進煤炭優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能釋放，有效增加煤炭市場供給量。各地方及企業(yè)應嚴格貫徹落實發(fā)改運行〔2017〕763號、發(fā)改運行〔2017〕1129號文件精神，落實“放管服”要求，加快推進煤炭優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能釋放。抓緊對部分符合條件的優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能煤礦重新核定生產(chǎn)能力;積極協(xié)調(diào)和組織具備條件的煤礦加緊落實產(chǎn)能置換方案;各地應針對停工停產(chǎn)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(chǎn)驗收，力爭應復盡復;不應以簡單停產(chǎn)方式應付安全生產(chǎn)、環(huán)保等檢查。嚴格限制部分地區(qū)通過“煤管票”等行政行為變相操控煤炭產(chǎn)量。統(tǒng)籌協(xié)調(diào)好控制劣質(zhì)煤進口與保證電煤有效供應，充分考慮電煤需求的季節(jié)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(huán)節(jié)煤炭庫存維持在合理水平。建議合理引導和有效監(jiān)管煤炭流通企業(yè)、生產(chǎn)企業(yè)和主要用戶的煤炭庫存水平;確保環(huán)渤海港口庫存維持合理水平，并重點關(guān)注蒙西、東北、京津唐等地區(qū)電煤庫存，防止出現(xiàn)缺煤停機。

三是由有關(guān)政府部門牽頭，加強運力、中長期合同執(zhí)行的協(xié)調(diào)和監(jiān)管。建議有關(guān)部門及時有效協(xié)調(diào)出現(xiàn)的問題，確保迎峰度夏期間重點地區(qū)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(diào)控政策和協(xié)同機制，改善電力企業(yè)經(jīng)營環(huán)境

煤電企業(yè)多重矛盾交織疊加，導致企業(yè)連續(xù)虧損、經(jīng)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(diào)控政策等方面改善發(fā)電企業(yè)經(jīng)營環(huán)境，避免行業(yè)風險進一步聚集。

一是密切關(guān)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(yōu)質(zhì)產(chǎn)能釋放以增加煤炭市場供給量;進一步規(guī)范和完善煤炭價格指數(shù)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(diào)至綠色區(qū)間。

二是合理疏導發(fā)電成本，繼續(xù)完善煤電價格機制。建議引導發(fā)電企業(yè)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(fā)電成本。調(diào)整環(huán)保電價的補償方式，將市場化交易電量環(huán)保補貼的分擔方式調(diào)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(huán)保電價補償范圍。對以清潔能源為主的電網(wǎng)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(fā)電提供調(diào)峰、調(diào)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(yè)存在嚴重的生存問題，引導煤電行業(yè)轉(zhuǎn)型升級。

三是加強政策執(zhí)行監(jiān)督，確保相關(guān)政策落地。國家出臺《關(guān)于取消、降低部分政府性基金及附加合理調(diào)整電價結(jié)構(gòu)的通知》(發(fā)改價格〔2017〕1152號)等文件，對于緩解煤電企業(yè)經(jīng)營困難具有重要意義，建議相關(guān)部門加強對該項政策落實的監(jiān)督，確保政策落地。

四是出臺煤電停緩建配套政策，緩解企業(yè)經(jīng)濟損失。充分考慮煤電“去產(chǎn)能”停緩建政策，對行業(yè)和企業(yè)帶來的較大安全隱患和經(jīng)濟損失。客觀評估由于投資方、設(shè)計、施工、監(jiān)理和制造等多方面合同協(xié)議和審批文件的變更處理，所帶來的工程違約索賠費用、設(shè)施防護和設(shè)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(yè)帶來的財務成本、安全處置成本、違約成本等經(jīng)濟損失，妥善解決相關(guān)人員安置問題。

(四)及時化解新問題，穩(wěn)妥有序推進電力體制改革

隨著電力市場化交易規(guī)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(jié)部分地區(qū)電力市場建設(shè)中暴露的問題，進一步完善交易體系，提高改革質(zhì)量和效果。

一是進一步完善市場體系。建議進一步規(guī)范市場準入、輸配電價核定、電力交易機構(gòu)設(shè)置等關(guān)鍵環(huán)節(jié)，健全電力市場主體信用體系建設(shè)，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(zhí)行。

二是進一步加強監(jiān)督指導。建議加強對各省級電力市場交易工作的指導監(jiān)管，制定頒布統(tǒng)一的具有強制性的市場準入規(guī)則、市場交易規(guī)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(xiàn)的電量放開比例問題、法律問題、合同執(zhí)行等重點、熱點問題開展廣泛討論，深入研究。綜合考慮系統(tǒng)安全、裝機結(jié)構(gòu)、負荷特性、供需形勢以及行業(yè)企業(yè)經(jīng)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(jié)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(zhí)行中出現(xiàn)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(guān)聯(lián)機制。