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预计上半年新增发电装机3400万千瓦左右，全年新增9600万千瓦左右，其中非化石能源发电6000万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.4亿千瓦，其中非化石能源发电4.5亿千瓦左右，非化石能源发电占比接近34%。
（三）后三季度全国电力供需总体平衡
预计后三季度全国电力供需总体平衡，部分地区供需宽松与局部地区供需偏紧并存。东北和西北区域电力供应能力富余较多；华东和南方区域电力供需总体平衡；受跨区通道能力制约、部分机组停机进行脱硝等环保改造以及天然气价格上调影响机组顶峰发电等影响，综合考虑华中等地可能出现的高温天气以及长江流域、西南地区汛期来水偏少等因素，预计华北、华中区域部分省份在迎峰度夏期间的用电高峰时段电力供应可能偏紧。预计全年发电设备利用小时4430-4480小时，其中火电设备利用小时5030-5080小时。
三、有关建议
（一）加强厂网协调，完善政策，促进绿色电力科学发展
为调整电力结构、转变电力发展方式，拉动经济平稳增长，建议：一是尽快核准开工一批大型水电、核电等重点电源项目，增加绿色经济的电源在建规模，确保电力绿色转型和保障电力供需的中长期平衡。二是继续加大电网投资力度。加快跨区跨省输电通道建设，尽快核准建设大型风电、太阳能基地以及西南水电基地的外送通道，解决华北北部、西北和东北地区“弃风”、“弃光”以及西南地区“弃水”难题。加快配电网建设及智能化升级，提高电力系统对分布式能源的消纳能力，提高用电质量及可靠性。三是加快完善并落实促进分布式发电发展相关政策措施。创新分布式发电商业模式，探索构建以电力购买协议为载体，由投资者、开发商和中小用户参与的第三方融资/租赁合作平台，进一步破除分布式发电融资障碍; 进一步制定和落实分布式光伏发电的电费结算、补贴资金申请及拨付的工作流程，确保光伏发电补贴及时足额到位；完善天然气分布式发电电价及补贴政策。四是加快研究完善电网调峰调频辅助服务成本补偿机制，用经济手段调动发电机组调峰调频积极性，促进绿色能源消纳。
（二）加快理顺电价、热价形成机制，促进解决云南等水电大省煤电企业及北方热电联产企业长期普遍亏损问题
一是加快形成独立的输配电价机制，稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。应加大市场监管力度，对地方政府直接指定交易对象、电量、电价等行为及时纠正和追责。二是加快发电电价改革。尽快研究云南等水电大省的火电价格形成机制，在地区内开展水、火电企业发电权交易，建立健全水电与火电互补机制，解决这些地区火电企业持续严重亏损、经营状况持续恶化而面临的企业生存问题；尽快建立气电价格联动机制，加快理顺天然气发电价格机制；尽快研究两部制电价改革。三是针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的实际困难，建议有关部门应出台分区域供热价格指导政策，对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以政策支持和财税补贴。
