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二、下半年全国电力供需形势预测
（一）下半年电力消费增速总体回升。综合考虑宏观经济形势、气温及基数以及电能替代等因素，预计下半年用电量增速有望总体回升。预计全年全社会用电量5.64-5.75万亿千瓦时、同比增长2%-4%，增速低于上年。影响预测的主要不确定因素，一是“稳增长”措施落实效果，二是“迎峰度夏”期间气候因素难以准确判断。
（二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高。预计2015年基建新增发电装机容量超过1亿千瓦，其中非化石能源发电占总新增装机比重超过53%。预计年底全国发电装机容量14.7亿千瓦、同比增长7.5%左右，其中非化石能源发电装机比重提高到35%左右。
（三）下半年全国电力供需形势更为宽松。预计东北和西北区域电力供应能力富余较多，华中区域电力供需总体宽松，华东和南方区域电力供需总体平衡、部分省份电力供应能力盈余，华北区域电力供需总体平衡、部分省份高峰时段供应偏紧。预计全年发电设备利用小时4100小时左右，其中火电设备利用小时将跌破4500小时，再创新低。
三、有关建议
（一）编制好经济新常态下的电力工业“十三五”规划
我国经济发展已经进入新常态，电力消费从高速增长向下换挡为中速甚至中低速增长；电力供需总体宽松环境下电力发展的重点从主要解决用电“有没有”转移到主要解决“好不好”，即要着力推动电力行业提质增效升级；发展主要从外延式扩张转变为主要依靠创新和深化改革来推动。所以，做好经济新常态下的电力工业“十三五”规划研究编制工作十分重要。为此，一是做好电力需求分析预测。深刻领会和准确把握习近平总书记提出的我国经济正在向形态更高级、分工更复杂、结构更合理的九方面变化和经济新常态的三大特点，总结历史数据，分析国际经验，掌握经济社会发展与电力需求增长的普遍规律，顺应电力需求增速换挡的大势，做好“十三五”及中长期电力需求预测。二是科学统筹确定发展目标，加快提高国家电气化水平。按照国家“四个全面”战略布局，落实国家确定的2020年和2030年非化石能源占一次能源消费比重分别提高到15%和20%左右、单位国内生产总值二氧化碳排放强度比2005年分别下降40%－45%和60%-65%以及2030年左右二氧化碳排放达到峰值且将努力早日达峰等能源结构调整目标和大气污染治理目标，科学统筹确定非化石能源发电发展目标，稳步推进电力绿色化转型，以相对较低的电力成本安全绿色满足经济社会发展的电力有效需求；加快在工业、交通运输业、建筑业等领域推广实施电能替代战略，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。三是坚持电力统一规划，着力提供用得起的安全绿色电能。立足电力行业全局，统筹规划水电、煤电、核电、天然气发电、新能源发电以及电网发展目标、结构和布局，优化配置非化石能源发电品种，优先发展水电和核电、提高新能源发电发展质量，控制煤炭消费总量、提高电煤占煤炭消费中的比重，建立分布式电源发展新机制，推进电网智能化，着力提供用得起(即经济社会发展可承受、可促进国内产业提升国际竞争力和电力行业可持续发展)的安全绿色电能。四是稳妥有序探索电力项目核准制改革。在强化国家统一电力规划下，稳妥有序探索电力项目核准制改革，实行通过公开市场招标择优确定投资主体制度，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。
（二）合理控制开工投产规模，稳定经济增长和推进电力行业提质增效
近年来，全国电力供需从过去总体平衡转变为总体宽松甚至过剩，经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大，电源结构不合理使电力系统调峰能力明显不足，造成煤电利用小时持续下降和电力行业发展质量、效益下降。同时，经济下行压力大，“稳增长”、“调结构”和“惠民生”任务重，需要电力行业通过“有保有压”来提质增效和稳定经济增长。为此，一是合理控制新开工投产规模。结合当前及“十三五”期间电力消费增速向下换挡的实际，科学确定和合理控制新开工投产规模，消化好现有过剩能力，使全国电力供需从总体宽松甚至过剩加快转变为总体平衡。既要控制煤电开工规模，也要合理控制具有明显随机性、间歇性、波动性的风电和光伏发电的开发节奏，以避免过快发展造成发电能力过剩加剧、行业资产利用效率下降、国家财政补贴能力不足加剧和可再生能源电价附加上调压力加剧。二是适度增加水电和核电开工规模。相比风电和太阳能风电，水电和核电不仅同样具有良好绿色低碳性能，还有发电成本较低和发电容量效用高的比较优势，在合理控制总开工规模下，可适度增加开工规模。这两类项目建设周期长，大都在“十三五”末及以后相继投产，既能拉动和稳定经济增长，又能有效规避当前供需宽松困局，还能促进电力结构绿色转型和保障电力中长期安全经济供应。三是提高调峰电源比重。在合理控制开工规模下，加快建设抽水蓄能等调峰电源，提高电力系统调峰电源比重，加快提高电力系统调峰能力，以提高消纳可再生能源发电能力，提高行业资产利用效率和效益。四是加快跨省区输电通道和配电网建设。当前，要认真贯彻落实国家发展改革委《关于下达农村电网改造升级工程2015年第二批中央预算内投资计划的通知》(发改投资〔2015〕723号)要求，安全优质高效推进新增农网改造升级工程建设。加快跨省区输电通道建设。加快城市配电网建设及智能化升级，提高电能质量、供电可靠性以及对分布式能源的消纳能力。
（三）远近结合、多措并举，着力解决“弃水”、“弃风”和“弃光”问题
近年来，我国可再生能源发电发展迅速，政府和行业企业采取多项措施来促进消纳，但西南基地“弃水”和“三北”基地“弃风”、“弃光”问题仍然比较严重。要从行业全局来解决上述难题，一方面要强化电力统一规划，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，健全国家规划刚性实施机制；另一方面要调整新能源发电发展思路，风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，近中期优先鼓励分散、分布式开发。同时，要采取应急措施，包括：一是结合规划提出云南、四川和“三北”等可再生能源基地的跨省区消纳应急输电通道工程，尽早核准和建设。二是严格控制电力富余较多以及“弃水”、“弃风”和“弃光”严重地区的电源开工规模，集中消化现有过剩能力。三是落实好《关于改善电力运行调节、促进清洁能源多发满发的指导意见》文件，落实相关地区、部门和单位责任和义务，在年度电量平衡中预留空间和优先消纳、加大调峰辅助服务等市场机制，加强厂网协调，促进清洁能源消纳。
（四）全面贯彻落实中发[2015]9号文件，加快出台实施细则和配套文件，稳妥有序推进试点
国家发展改革委按照中发[2015]9号文和国家总体部署，正在有效组织有关部门和单位研究制定出台各项实施细则和配套文件，按照先试点再推广原则稳妥有序推进改革。结合当前电力行业经济运行实际，一是加快建立辅助服务分担共享新机制，缓解“弃水”、“弃风”和“弃光”矛盾。完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。二是抓紧出台电力直接交易方面的指导意见，统一规范大用户直接交易政策。分期分批有序开放交易市场主体，科学设定和有效监管交易价格、交易电量，坚决制止恶性竞争和不公平竞争。三是加快出台《自备电厂管理办法》，加强和规范自备电厂监督管理。要严格自备电厂准入标准和自发自用为主的功能定位，严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担与公共电厂同样的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费等社会责任，自备电厂余量上网要在同一市场平台上与公用电厂公平竞争。
