電力供應主要特點有：
一是火電完成投資和新增裝機容量雙降，設備利用小時同比提高。火電完成投資同比下降5.0%，其中，煤電完成投資同比下降24.4%。全國基建新增火電裝機容量1139萬千瓦、同比少投產(chǎn)607萬千瓦，其中煤電新增983萬千瓦、同比少投產(chǎn)381萬千瓦。煤電投資下降和新增裝機規(guī)模減少，反映出國家自上年以來出臺的促進煤電有序發(fā)展系列政策措施效果繼續(xù)顯現(xiàn)。截至3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5.0%。在電力消費需求持續(xù)較快增長、水電發(fā)電量下降等因素影響的拉動下，火電發(fā)電量同比增長7.4%，設備利用小時同比提高31小時。
二是水電發(fā)電量、利用小時均同比下降。水電完成投資同比下降13.2%，全國基建新增水電裝機193萬千瓦、同比多投產(chǎn)34萬千瓦。受來水偏枯和上年底蓄能值相對偏低的影響，全國規(guī)模以上電廠水電發(fā)電量同比下降4.1%；全國水電設備利用小時623小時、同比降低68小時。
三是并網(wǎng)風電發(fā)電裝機及發(fā)電量高速增長，棄風問題有所緩解。全國新增風電裝機容量352萬千瓦，同比多投產(chǎn)101萬千瓦，其中，中、東部地區(qū)省份新增裝機規(guī)模合計占全國比重接近一半，布局得到進一步優(yōu)化。截至3月底，全國并網(wǎng)風電裝機容量1.51億千瓦、同比增長12.9%；全國6000千瓦及以上電廠并網(wǎng)風電發(fā)電量同比增長25.2%，明顯高于裝機容量增速。全國風電設備利用小時數(shù)468小時、同比提高46小時；部分大型發(fā)電集團數(shù)據(jù)反映，一季度“三北”地區(qū)棄風率同比降低了8個百分點左右。今年以來有關部門和企業(yè)認真貫徹落實中央精神，通過開展風電跨省區(qū)市場化交易、替代燃煤自備電廠發(fā)電、合理安排火電機組深度調(diào)峰、開展電力輔助服務市場試點等工作，積極促進風電等新能源消納，是當季風電設備利用小時同比提高、棄風問題緩解的主要原因。
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，設備利用小時同比提高。一季度全國新投產(chǎn)并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機394萬千瓦、同比少投產(chǎn)48萬千瓦，東、中部地區(qū)太陽能新增規(guī)模占全國的比重達到80.6%，開發(fā)布局明顯優(yōu)化。太陽能發(fā)電裝機容量同比增長70.6%，6000千瓦及以上電廠并網(wǎng)發(fā)電量同比增長78.4%，設備利用小時275小時、同比提高11小時。
五是核電裝機及發(fā)電量快速增長，設備利用小時持續(xù)下降。截至3月底，全國核電裝機3473萬千瓦、同比增長23.4%；核電發(fā)電量同比增長16.3%；設備利用小時1631小時、同比降低14小時。與上年同期相比，福建、浙江和江蘇設備利用小時分別提高294、184和157小時，其余省份設備利用小時均有所回落。
六是跨區(qū)跨省送電實現(xiàn)快速增長。跨區(qū)送電量增長12.6%、增速同比提高7.8個百分點，跨區(qū)送電量的增長主要是電網(wǎng)公司積極通過特高壓外送消納西北新能源以及西南水電。跨省輸出電量增長9.3%、增速同比提高5.7個百分點。南方電網(wǎng)區(qū)域西電東送電量同比下降2.9%，貴州受電煤供應短缺及烏江流域來水偏枯的影響，送出電量下降較多。
七是各環(huán)節(jié)煤炭庫存下降、電煤供應偏緊，發(fā)電用天然氣供應總體平穩(wěn)。煤炭消費需求明顯好于上年同期，煤炭生產(chǎn)供應不足，原煤產(chǎn)量下降0.3%，煤炭進口量環(huán)比減少14.1%，各環(huán)節(jié)煤炭庫存明顯下降，電煤供應偏緊。電煤價格年初出現(xiàn)短暫回落，但回落時間和幅度都小于往年，2月下旬后再次上漲。一季度，天然氣供應能力持續(xù)上升，全國大部分地區(qū)氣溫偏暖導致天然氣消費需求放緩，全國天然氣供需總體平衡，發(fā)電用天然氣供應總體有保障。
（三）全國電力供需總體寬松，部分地區(qū)相對過剩
一季度，全國電力供需總體寬松，部分地區(qū)相對過剩。分區(qū)域看，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、后三季度全國電力供需形勢預測
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綜合考慮宏觀經(jīng)濟形勢、服務業(yè)發(fā)展趨勢、電能替代、房地產(chǎn)及汽車行業(yè)政策調(diào)整、氣溫等因素，預計上半年全社會用電量增長6%左右，增速超過上年同期。受去年下半年高基數(shù)影響，預計今年下半年電力需求增速將有所放緩，全年呈前高后低走勢，全年增速略低于上年。
（二）全年新增裝機容量約1億千瓦，非化石能源占比持續(xù)提高
預計全年全國基建新增發(fā)電裝機1.1億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電裝機6000萬千瓦左右，煤電5000萬千瓦。預計2017年底全國發(fā)電裝機容量將達到17.5億千瓦，其中非化石能源發(fā)電6.6億千瓦、占總裝機比重將上升至38%左右。
（三）電力供需影響因素較多，受電煤供應和氣候影響較大
后三季度，影響電力供需的因素主要有：一是電煤供需形勢存在不確定性。二是煤電企業(yè)經(jīng)營形勢嚴峻，大面積虧損將可能影響到煤電企業(yè)經(jīng)營生產(chǎn)。三是氣象部門預測夏季全國大部分地區(qū)氣溫正常到偏高，華北和西北地區(qū)東南部、西南地區(qū)東北部高溫日數(shù)偏多；汛期我國降水總體呈現(xiàn)“北少南多”的特征。
（四）全年電力供需總體寬松，火電設備利用小時數(shù)同比下降
預計后三季度全國電力供需總體繼續(xù)寬松，部分地區(qū)相對過剩。其中，華北電網(wǎng)區(qū)域電力供需總體平衡,華東、華中、南方電網(wǎng)區(qū)域電力供需總體寬松,東北、西北電網(wǎng)區(qū)域電力供應能力相對過剩。預計全年全國發(fā)電設備利用小時3680小時左右，其中火電設備利用小時將下降至4080小時左右。
三、有關建議
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當前，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，企業(yè)摻燒煤泥比重提高、燃燒煤質(zhì)降低，電力系統(tǒng)安全風險上升，應引起廣泛重視。建議在降煤價、順電價、規(guī)范交易、補歷史欠賬和推廣電能替代等方面改善發(fā)電企業(yè)經(jīng)營環(huán)境，避免行業(yè)風險進一步聚集。
一是盡快有效引導煤炭市場價格回歸至合理區(qū)域。當前，解決煤電企業(yè)經(jīng)營困難、避免成本增加向電力用戶傳導的最關鍵、最有效的途徑是合理下調(diào)煤價，降低燃料成本。一方面，多途徑加大煤炭市場供給量，推動電煤市場盡快實現(xiàn)供需平衡；另一方面，進一步規(guī)范煤炭價格形成機制，并加強價格監(jiān)管，從嚴查處價格壟斷、囤積居奇、哄抬價格等違法行為，避免價格信號失真誤導市場預期，擾亂市場秩序。
二是盡快完善煤電聯(lián)動機制，分地區(qū)啟動煤電聯(lián)動。當前，煤價持續(xù)高位運行，漲價趨勢不減，煤電企業(yè)半數(shù)虧損并逐步擴大，預計今年底極有可能陷入全行業(yè)虧損。建議盡快啟動煤電聯(lián)動，合理疏導發(fā)電成本；進一步完善《國家發(fā)展改革委關于完善煤電價格聯(lián)動機制有關事項的通知》（發(fā)改價格〔2015〕3169號）確定的聯(lián)動機制，改變煤電聯(lián)動全國范圍一刀切的模式，根據(jù)各地區(qū)電煤價格漲跌變化的實際情況，分地區(qū)啟動煤電聯(lián)動；合理縮短煤電聯(lián)動調(diào)整周期，半年一次為宜；根據(jù)當前邊界條件發(fā)生的重大變化，重新調(diào)整電價測算方法，取消“聯(lián)動系數(shù)分檔累退機制”，提高煤電聯(lián)動機制的科學性、合理性。
三是規(guī)范市場交易，有序推進電力體制改革。建議認真總結部分地區(qū)電力市場建設中暴露的問題，進一步完善交易體系。在保證行業(yè)企業(yè)運行在健康可持續(xù)發(fā)展的大前提下，加強統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，有序放開市場交易電量，穩(wěn)妥推進市場化改革；加強對各省級電力市場交易工作的指導和監(jiān)管，及時糾正帶有地方保護色彩、不利于資源在全國大范圍優(yōu)化配置的不合理政策；以電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行為原則，充分發(fā)揮電力調(diào)度機構在電力平衡以及交易安全校核中的作用、強化調(diào)度指令嚴肅性。
