受宏观经济尤其是工业生产下行、产业结构调整以及气温偏暖等因素影响，一季度全社会用电量同比增长0.8%，创2009年三季度以来的季度最低增速;第二产业用电同比下降0.6%，其中黑色金属冶炼和建材行业用电同比分别下降6.8%和4.4%、增速同比分别回落8.5和15.1个百分点，四大高耗能行业对全社会用电增长的贡献率为-48.1%;城乡居民生活用电同比增长2.6%，增速同比和环比分别回落3.3和1.2个百分点;第三产业用电增长7.0%，维持较快增长，其中信息业消费持续保持旺盛势头。发电新增装机创同期最高水平、电力供应能力充足，全国全口径发电装机容量13.8亿千瓦，其中并网风电装机容量突破1亿千瓦，非化石能源发电量持续快速增长，火电发电量自2014年7月份以来持续负增长、设备利用小时同比下降。全国电力供需总体宽松，运行安全稳定。
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后三季度，全国电力消费需求增速有望总体回升，预计全年全社会用电量增长3%-5%，其中上半年增长2%左右。全年新增发电装机1亿千瓦左右，年底全国发电装机达到14.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机比重提高至35%左右。全国电力供需进一步宽松，其中东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东和华中区域电力供需总体平衡，华北区域电力供需总体平衡、部分地区偏紧，南方区域电力供需总体平衡、海南电力缺口较大;全国火电设备利用小时将创历史新低。电力行业发展要着力提质增效，在合理控制新开工和投产规模基础上，加快加大水电、核电和调峰电源建设，拉动和稳定经济增长，提高电力资产利用效率和效益;适度控制新能源发电建设节奏，加快跨省区送电通道及配电网建设，着力解决“弃水”、“弃风”和“弃光”问题;全面贯彻落实中发[2015]9号文件，在试点基础上，加快研究制定各项实施细则意见;加强电力需求侧管理，加快实施电能替代战略。
一、一季度全国电力供需状况
(一)电力消费增速创2009年三季度以来新低。一季度全国全社会用电量1.29万亿千瓦时、同比增长0.8%，为2009年三季度以来的季度最低增速，增速同比回落4.6个百分点、环比回落2.7个百分点。主要原因：一是宏观经济尤其是工业生产下行及产业结构调整的影响。当前市场需求增长乏力，工业生产及固定资产投资增速放缓，房地产市场仍然低迷，企业订单不足，导致企业减产。同时，国家实行转方式、调结构政策，加大节能减排力度，单位GDP电耗下降较快。二是气温偏暖影响。前三月全国平均气温分别比常年同期偏高1.9℃、1.5℃和1.7℃，采暖负荷增长放缓。
电力消费结构优化。第三产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量比重同比分别提高0.8和0.3个百分点，第二产业和第一产业比重分别降低1.0、0.1个百分点。四大高耗能行业(化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼)用电量比重同比降低0.6个百分点。
第三产业用电保持较快增长，信息业消费持续保持旺盛势头。第三产业用电同比增长7.0%、同比提高0.3个百分点，成为稳定全社会用电增长的最主要拉动力。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.9%;交通运输仓储邮政业、批发和零售业用电增速均超过7%;住宿和餐饮业用电仅同比增长2.5%。
城乡居民生活用电低速增长。城乡居民生活用电同比增长2.6%，增速同比和环比分别回落3.3和1.2个百分点，主要是受气温偏暖导致采暖负荷增长放缓影响。
黑色金属冶炼及建材行业用电明显下降导致第二产业用电负增长。第二产业用电同比下降0.6%，其中工业用电同比下降0.7%，制造业用电零增长。四大高耗能行业合计用电同比下降1.3%，增速同比和环比分别回落5.5和3.4个百分点，其中黑色金属冶炼和建材行业同比分别下降6.8%和4.4%;四大行业增速回落是制造业、工业及第二产业用电增速回落的最主要原因。
中部和东北地区用电同比负增长，中、西部地区用电增速回落幅度较大。东、中、西部和东北地区全社会用电同比分别增长1.3%、-0.8%、1.9%、-2.1%，增速同比分别回落2.8、6.6、6.6和3.6个百分点。总体来看，东部地区用电增速回落幅度相对较小，是全社会用电量增长的主要稳定力量;中、西部高耗能产业比重相对偏大，其用电放缓导致全社会用电增速回落幅度较大;东北作为原材料基地和重化工基地，产业结构相对单一，用电增长持续低迷。
(二)电力供应能力充足，非化石能源发电延续较快增长，火电发电量连续9个月负增长、利用小时继续下降。3月底全国6000千瓦及以上电厂装机为13.4亿千瓦、同比增长9.2%。一季度全国规模以上电厂发电量1.31万亿千瓦时、同比下降0.1%;全国发电设备利用小时954小时，同比降低84小时。
水电发电量高速增长，水电投资连续3年同比下降。水电投资不足2012年同期(水电完成投资最多)的一半。3月底全国6000千瓦及以上水电装机同比增长8.0%，全国主要发电企业常规水电在建规模萎缩至2750万千瓦。全国规模以上电厂水电发电量同比增长17.0%，设备利用小时609小时，是2006年以来同期最高，同比增加58小时。
并网风电装机突破1亿千瓦，并网太阳能发电装机高速增长。3月底全国并网风电装机10064万千瓦、增长26.9%，发电量增长24.6%，设备利用小时483小时、同比增加4小时。全国并网太阳能发电装机同比增长51.6%，发电量同比增长58.4%。
核电发电量高速增长。全国核电装机容量同比增长34.1%，一季度发电量同比增长29.7%，设备利用小时1638小时、同比降低202小时,其中辽宁仅为1097小时。
火电发电量连续9个月同比负增长。3月底全国6000千瓦及以上火电装机同比增长6.6%。受电力消费需求放缓、非化石能源发电量高速增长等因素影响，火电发电量同比下降3.7%，自2014年7月份以来连续9个月负增长;设备利用小时1106小时(其中煤电1144小时)，同比降低122小时。
跨区送电低速增长，省间输出电量同比下降。跨区送电量同比增长3.5%，跨省输出电量同比下降2.7%。南方电网区域西电东送电量同比增长39.9%;三峡电站送出电量同比增长9.0%。
电煤供应持续宽松，发电用天然气供应总体平稳。全国煤炭市场需求低迷，国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。一季度天然气消费需求放缓，除海南等个别地区外的天然气发电供气总体有保障，部分天然气电厂因地方补贴不到位仍然继续亏损。
(三)全国电力供需总体宽松。东北和西北区域供应能力富余较多，华北、华中、华东和南方区域供需总体平衡、部分省份供应能力盈余;省级电网中，江西、西藏部分时段存在错峰情况，海南供需矛盾较为突出。
二、后三季度全国电力供需形势预测
(一)后三季度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、工商业用电价格下调以及电能替代等因素，预计后三季度用电量增速有望总体回升，预计上半年全社会用电量2.68万亿千瓦时、同比增长2%左右;全年全社会用电量5.69-5.80万亿千瓦时、同比增长3%-5%。
(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1亿千瓦左右，其中非化石能源发电超过5300万千瓦。预计年底全国发电装机容量14.6亿千瓦、同比增长7.5%左右，其中非化石能源发电5.1亿千瓦、占总装机比重35%左右。
(三)后三季度全国电力供需进一步宽松。预计东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东、华中和南方区域供需总体平衡、部分省份供应能力盈余，华北区域供需总体平衡、部分省份供应偏紧。预计全年发电设备利用小时4130小时左右，其中火电设备利用小时将跌破4600小时，再创新低。
三、有关建议
(一)合理控制新开工规模，加快加大水电、核电和调峰电源建设，拉动和稳定经济增长，提高电力资产利用效率和效益
随着电力供需进一步宽松和电力消费换挡到中速增长，电力行业发展重心从主要解决用电“有没有”问题转移到主要解决“好不好”问题，即要着力推动电力结构调整、促进行业提质增效升级。为此，要因地制宜、远近结合，合理控制电源新开工规模，在此基础上，一是提高电力系统调峰电源比重，减轻煤电机组深度调峰负担，降低煤电机组供电煤耗和污染物排放，提高各类型电力资产尤其是煤电资产的利用效率和效益。应因地制宜、因技术经济条件支撑和当地电力供需情况，以环境质量改善为目标，稳妥有序推进大气污染物超低排放改造，避免环境效益差、经济代价大、能源消耗多、带来二次污染的超低排放改造。二是加快加大水电和核电建设，提高年度新开工规模中水电和核电比重，既能够拉动和稳定经济增长，又能够有效规避当前供需宽松困局，且能够确保电力结构绿色转型和保障电力中长期安全经济供应。
(二)适度控制新能源发电建设节奏，加快加大跨省区送电通道及配电网建设，着力解决“弃水”、“弃风”和“弃光”问题
近几年来我国新能源发电发展迅速，政府、行业及企业采取了多项措施来促进消纳，但“弃水”、“弃风”和“弃光”问题仍然存在，今年一季度吉林、甘肃、内蒙古等地“弃风”限电比例超过20%，据相关单位预测，今年四川和云南“弃水”电量可能分别超过100和300亿千瓦时。为此建议，一是适度控制新能源发电建设节奏，调整新能源发电思路，提高新能源发电利用率。大力发展非化石能源发电应该是优先发展发电成本较低、容量品质较好和环境效益好的水电和核电，过快发展风电和光伏发电将造成生产能力过剩进一步加剧、电力资产利用率进一步下降、全社会电价上涨压力进一步加大和国家财政补贴能力不足进一步显现，需要适度控制新能源发电建设节奏。同时，发展风电和光伏发电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。二是加快加大清洁能源基地的跨省区输电通道建设，尽快核准开工建设西南水电基地外送通道，确保现有电源过剩能力得到更大范围消纳、新增电源能及时送出。三是严格落实《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，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。四是加快加大配电网建设和智能化升级改造，提高电力系统对分布式电源消纳能力和供电质量。
(三)全面贯彻落实中发[2015]9号文件，在试点基础上，加快研究制定各项改革实施细则和配套文件
中共中央国务院以中发[2015]9号文正式下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，明确提出要按照管住中间、放开两头的体制架构，实行 “三放开、一独立、三强化”。当前，一是要按照国家发展改革委的总体部署，按照先试点再推广原则稳妥有序推进改革。逐步扩大输配电价改革试点范围，加快研究制定各项改革实施细则和配套文件。二是加快建立辅助服务分担共享新机制。结合近些年日益增大的电网调峰、调频、 调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。三是加快制定《自备电厂管理办法》，加强和规范自备电厂监督管理。规范自备电厂准入标准，自备电厂的建设和运行应符合国家能源产业政策和电力规划布局要求，严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担社会责任，履行相应的调峰义务。拥有自备电厂的企业应按规定承担与自备电厂产业政策相符合的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费。完善和规范余热、余压、余气、瓦斯抽排等资源综合利用类自备电厂相关支持政策。
(四)加强电力需求侧管理，加快实施电能替代战略
在今年全国电力供需进一步宽松形势下，海南、山东等地区仍然存在电力缺口，极端气候条件下部分地区电力供应仍会比较紧张，电力安全稳定运行压力依然较大。为此建议，一是认真做好迎峰度夏电力运行工作方案及预案，统筹电力供需平衡及要素保障。二是加快供需偏紧地区重点电源和电网项目建设，加大跨区跨省电力调度和互济力度，最大限度保障电力供应。三是加快在工业、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。
