下半年，我國經濟有望保持平穩增長，用電需求增速穩中有升。預計全年全社會用電量同比增長6%左右，其中下半年增長6.5%左右、增速前低后高。年底全國發電裝機13.5億千瓦左右。預計下半年全國電力供需總體平衡，部分地區供需寬松與局部地區供需偏緊并存;東北和西北區域電力供應能力仍然富余，華北、華中和南方區域部分省份在迎峰度夏期間的用電高峰時段電力供應偏緊。
一、上半年全國電力供需情況分析
(一)全社會用電量增長總體平穩，二季度增速逐月回升
上半年，全社會用電量2.63萬億千瓦時、同比增長5.3%，增速同比提高0.2個百分點。其中，一、二季度同比分別增長5.4%和5.2%;二季度各月增速分別為4.6%、5.3%和5.9%，呈逐月回升態勢，反映出當前宏觀經濟企穩，說明近幾個月中央堅持定向調控，出臺的一系列穩增長政策措施效果顯現。
圖1 2010-2014年上半年全社會及各產業用電量增長情況圖
電力消費結構繼續優化。上半年，第三產業、城鄉居民生活用電占全社會用電比重同比分別提高0.23和0.21個百分點，而第一產業、第二產業用電比重同比分別降低0.19和0.25個百分點。
圖2 2013、2014年上半年電力消費結構對比圖
設備制造業用電較快增長，四大高耗能行業用電維持較低增長。第二產業用電同比增長5.1%，工業用電同比增長5.0%，制造業用電增長5.5%。6月份制造業日均用電量86.5億千瓦時/天，創歷史新高。設備制造業用電增長9.8%、增速同比提高6.3個百分點，所占全社會用電比重同比提高0.3個百分點;四大高耗能行業用電增長4.6%，所占全社會用電比重同比降低0.2個百分點。制造業用電結構的變化，反映了國家定向調控、主動化解部分行業產能過剩和優化調整產業結構等宏觀調控政策的效果顯現。
第三產業用電增速同比回落。第三產業用電量同比增長6.9%、增速同比回落2.4個百分點。第三產業分行業、分地區增速分化較為明顯，住宿和餐飲業、交通運輸倉儲郵政業用電增速偏低，信息業、金融房地產業保持較快增長;東北和東部地區低速增長，西部和中部地區增速高于10%。
城鄉居民生活用電增速同比提高。城鄉居民生活用電量同比增長6.6%、增速同比提高2.7個百分點，地區中，西部地區同比增長11.7%，東北地區同比下降0.2%。
西部地區用電增速繼續領先、但增速同比回落，中、東部地區增速同比提高，東北地區低速增長。東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長4.6%、5.1%、7.6%和2.0%。其中，中部和東部地區增速同比分別提高2.0和0.7個百分點，而東北和西部地區增速同比分別回落2.0和1.7個百分點。
(二)電力供應能力充足，水電、火電和核電完成投資同比繼續負增長，各類型發電設備利用小時同比降低
上半年，電力工程完成投資同比下降6.1%，其中電源同比下降12.7%，電網同比略降0.6%;基建新增發電裝機3670萬千瓦，其中新增非化石能源裝機占60%。截至6月底全國6000千瓦及以上電廠裝機為12.51億千瓦、同比增長9.4%。上半年全國規模以上電廠發電量2.62萬億千瓦時、同比增長5.8%，其中非化石能源發電量同比增長10.9%。全國發電設備利用小時2087小時、同比降低79小時。
水電完成投資同比繼續負增長，水電在建規模持續大幅萎縮。上半年完成投資同比下降35.0%，新增裝機1301萬千瓦，其中云南和四川新增合計占85%，截至6月底全國6000千瓦及以上水電裝機2.54億千瓦、同比增長14.4%。發電量同比增長9.7%，設備利用小時1430小時、同比降低101小時。隨著西南水電基地溪洛渡等一批重點工程陸續進入投產階段，水電在建規模大幅萎縮，6月底全國主要發電企業常規水電在建規模已降至2750萬千瓦、同比減少3100萬千瓦，而上半年常規水電新開工規模不足100萬千瓦。
風電完成投資明顯增加、設備利用小時同比降低。上半年完成投資同比增長48.3%，新增裝機443萬千瓦，截至6月底并網裝機8275萬千瓦、同比增長22.6%。發電量同比增長12.0%，設備利用小時986小時、同比降低114小時，其中除少數地區有棄風原因外，部分地區來風少、風速下降是造成部分省份利用小時下降的重要原因。
并網太陽能發電裝機容量及發電量同比大幅增長。截至6月底全國并網太陽能發電裝機1814萬千瓦(絕大部分為光伏發電)、同比增長271.8%，與并網風電合計裝機容量突破1億千瓦。上半年發電量107億千瓦時、同比增長235.7%，發電設備利用小時632小時、同比降低36小時。
核電完成投資同比繼續負增長，上半年新投產3臺機組。上半年完成投資同比下降9.3%，3月份廣東陽江核電站1號機組投產，5月份福建寧德核電站一期2號機組和遼寧紅沿河核電站一期2號機組投產，截至6月底裝機容量1778萬千瓦、同比增長21.7%。發電量同比增長16.9%，設備利用小時3430小時、同比降低113小時。
火電完成投資及新增裝機同比下降。上半年完成投資同比下降7.7%，新增裝機1503萬千瓦，截至6月底 6000千瓦及以上火電裝機8.79億千瓦、同比增長5.4%。發電量同比增長4.7%，設備利用小時2375小時、同比降低26小時。
跨省區送電量快速增長。上半年跨區送電量同比增長14.8%;跨省輸出電量同比增長9.9%，其中南方電網西電東送電量同比增長15.8%，三峽電站送出電量同比增長4.2%。
電煤供應持續寬松，二季度天然氣供應形勢緩和。國內煤炭市場供應充足，電煤供需總體寬松。隨著供暖期結束，二季度天然氣供應緩和，大部分燃機發電供氣不受限。行業經營狀況繼續改善，但上半年五大發電集團所屬燃氣發電廠虧損面仍達三分之一，熱電聯產電廠供熱虧損面高達60%。
(三)全國電力供需總體寬松
上半年，全國電力供需總體寬松，其中東北和西北區域電力供應能力富余較多，南方區域電力供需平衡有余，華北、華中和華東區域電力供需總體平衡。省級電網中，山東、陜西、安徽、西藏和海南電網在部分高峰時段有一定錯峰。
二、下半年電力供需形勢預測
(一)下半年電力消費需求有望穩中有升、增速前低后高
預計下半年我國經濟將繼續保持平穩增長，電力消費需求有望穩中有升。預計全年全社會用電量5.63-5.69萬億千瓦時、同比增長5.5%-6.5%，預期5.66萬億千瓦時、同比增長6.0%左右，其中下半年增長6.5%左右、增速前低后高。
(二)電力供應能力充足，非化石能源發電裝機比重進一步提高
預計全年新增9600萬千瓦左右，其中非化石能源發電5600萬千瓦左右。預計年底全國發電裝機達到13.5億千瓦，其中非化石能源發電4.5億千瓦、占總裝機比重接近34%。
(三)下半年全國電力供需總體平衡
預計下半年全國電力供需總體平衡，部分地區供需寬松與局部地區供需偏緊并存。東北和西北區域電力供應能力仍然富余;受跨省區通道能力制約、華中等部分地區高溫天氣、華中和南方地區部分省份汛期來水較常年同期偏少、煤電機組環保改造、新投發電裝機少等因素影響，預計華北、華中和南方區域部分省份在迎峰度夏期間的用電高峰時段電力供應偏緊。預計全年發電設備利用小時4400-4450小時，其中火電設備利用小時4910-4960小時，低于上年。
三、有關建議
(一)加快開工一批大型水電、核電和電網項目，增加電源在建規模，促進綠色轉型
近年來新開工規模不足，水電和核電投資持續大幅下降，電源在建規模不足，將可能導致“十三五”期間再次出現電力供應緊張，同時，部分地區“棄水”、“棄風”現象仍然存在。為貫徹落實好中央精神，加快調整電力結構，轉變電力發展方式，拉動經濟平穩增長。建議：一是盡快核準開工一批大型水電、核電等重點電源項目，增加優質電源在建規模，確保電力綠色轉型和保障電力中長期穩定供應。二是加快跨區跨省輸電通道建設，盡快核準建設大型風電、太陽能基地以及西南水電基地的外送通道，確保新增電源及時送出、現有電源過剩能力得到有效消納，以解決“棄風”、“棄光”及“棄水”難題。三是加大財政資金對農網發展支持力度，加快配電網建設及智能化升級，提高電力系統對分布式能源的消納能力，提高用電質量及可靠性。
(二)加快理順電價、熱價形成機制，促進解決北方熱電聯產企業及天然氣發電企業普遍虧損問題
一是加快建立獨立的輸配電價機制，輸配電價采用過網費模式，平均輸配電價由平均銷售電價扣除政府性基金及附加、線損折價和平均上網電價形成。在此基礎上，穩妥推進電力用戶與發電企業直接交易。二是針對華北、東北及西北地區熱電聯產企業供熱連年大面積虧損的實際困難，建議有關部門應出臺分區域供熱價格指導政策，對供熱虧損較大的地區按照成本加成原則重新核定熱價，同時在熱價中考慮供熱中燃用成本的脫硫、脫硝、除塵等環保補貼電價;對熱價倒掛嚴重、虧損嚴重的供熱企業予以政策支持和財稅補貼。三是加快理順天然氣發電價格機制，盡快建立氣電價格聯動機制。四是盡快研究云南等水電大省的火電價格形成機制，在地區內開展水、火電企業發電權交易，建立健全水電與火電互補機制，盡早啟動實施火電機組兩部制電價試點, 補償火電企業基本的固定經營成本,解決這些地區火電企業持續嚴重虧損、經營狀況持續惡化而面臨的企業生存問題。
(三)高度重視我國光熱發電產業發展，提高新能源發電發展質量
光熱發電與風電和光伏發電相比，具有并網友好、儲熱連續、發電穩定等優勢,是提高新能源開發質量的重要方向。目前我國某些企業光熱發電技術已取得重大進展，自主研發并掌握了光熱電站核心關鍵技術和裝備技術，在光熱發電設備系統集成、國產化方面取得了較大突破，轉換效率提高，具有較強的競爭力，且目前已有穩定運行的試驗項目。建議：一是加強對已有光熱發電科研技術成果的總結，組織高層專家對光熱發電技術成果進行進一步認定，促進形成一套完整的具有自主知識產權的技術體系。二是在有條件的地區推廣應用光熱發電，盡快實現技術成果的工業化轉變。通過示范電站的建設，總結經驗，形成完善的包括關鍵光熱發電設備設計制造規程，形成設計、建設、施工、驗收、運行維護等方面技術標準。三是研究制定光熱電站發展規劃。重點研究建設河北、山西、陜西、內蒙乃至青海、西藏光熱發電基地可行性。四是出臺電價、財稅、融資等相關激勵政策，大力推動光熱發電及其關聯產業發展，建立自有技術為主導的光熱產業鏈，使之成為帶動產業升級新的經濟增長點。
