上半年，國民經濟運行總體平穩，全國電力供需總體平衡,運行安全穩定。電力消費需求平穩增長，全社會用電量同比增長5.3%，二季度增速逐月回升;城鄉居民生活用電同比增長6.6%，第三產業用電增長6.9%，第二產業用電增長5.1%，其中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;西部地區用電增速繼續領先、但增速同比回落，中部和東部地區增速同比提高，東北地區低速增長。電力供應能力總體充足，水電、火電和核電完成投資同比繼續負增長，水電在建規模持續大幅萎縮，各類型發電設備利用小時同比降低。
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。
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。
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%。
有關建議
(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。
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