（一）全年電力消費增速高于2015年，同比1%~2%

　　綜合考慮宏觀經(jīng)濟形勢、氣溫及基數(shù)、工商業(yè)用電價格下調(diào)、電力用戶直接交易降低用戶生產(chǎn)成本、電能替代等因素，預計2016年電力消費情況總體好于2015年?？紤]到上年二季度較一季度基數(shù)有所上升等因素，預計上半年全社會用電量同比增長2%左右。全年增速仍維持年初的判斷，在考慮常年氣溫水平的情況下，預計全年全社會用電量同比增長1%-2%（如果氣溫波動較大，其對全社會用電量增幅的影響程度可能達到1個百分點左右），后續(xù)需密切關注主要經(jīng)濟指標及電力消費走勢。

　　（二）新增發(fā)電裝機仍保持較大規(guī)模，非化石能源發(fā)電裝機比重進一步提高

　　預計全年新增發(fā)電裝機超過1億千瓦，其中非化石能源發(fā)電裝機超過5500萬千瓦。預計年底全國發(fā)電裝機容量16.3億千瓦、同比增長7.0%左右，其中非化石能源發(fā)電5.9億千瓦、占總裝機比重36%左右。

　　（三）全國電力供應能力總體富余、部分地區(qū)過剩

　　預計東北和西北區(qū)域電力供應能力過剩較多，華北區(qū)域電力供需總體平衡，華中、華東和南方區(qū)域電力供需總體寬松、多個省份富余。按照全社會用電量增速1%-2%的中值測算，預計全年發(fā)電設備利用小時3700小時左右，其中火電設備利用小時將降至4000小時左右（這一數(shù)字是1978年以來的新低）。

　　（四）有關建議

　　1.嚴控煤電新開工規(guī)模，堅持集中與分布式相結(jié)合的原則發(fā)展新能源，加快推進城鄉(xiāng)配網(wǎng)及農(nóng)網(wǎng)升級改造，促進電力行業(yè)科學發(fā)展

　　一是嚴控煤電新開工規(guī)模。地方政府及發(fā)電企業(yè)應認真貫徹落實國家發(fā)改委、國家能源局《關于促進我國煤電有序發(fā)展的通知》文件要求，密切關注煤電規(guī)劃建設風險預警提示，有序規(guī)劃和建設煤電項目，科學確定和嚴格控制煤電新開工規(guī)模，避免進一步加劇煤電產(chǎn)能過剩。

　　二是堅持集中與分布式相結(jié)合的原則發(fā)展新能源。在具有消納能力的地區(qū)繼續(xù)推進風電、光伏發(fā)電發(fā)展，積極推動中東部地區(qū)分散式、分布式新能源開發(fā)，實現(xiàn)低壓并網(wǎng)就地消納；有關部門及地方在分布式發(fā)電的電價、融資、并網(wǎng)、建筑屋頂物權(quán)等方面加大政策扶持和創(chuàng)新力度；調(diào)動各方面的積極性，鼓勵大型發(fā)電企業(yè)積極參與分布式發(fā)電開發(fā)。

　　三是加快推進城鄉(xiāng)配電網(wǎng)及農(nóng)網(wǎng)升級改造，促進新能源就地消納、提高電能替代比重。各級政府及相關企業(yè)要認真貫徹落實國務院關于實施新一輪農(nóng)網(wǎng)改造升級工程電視電話會議精神，以及國家發(fā)展改革委《關于加快配電網(wǎng)建設改造的指導意見》、國家能源局《配電網(wǎng)建設改造行動計劃(2015～2020年)》等文件要求，加快編制并落實相關專項規(guī)劃及政策措施，實現(xiàn)配電網(wǎng)布局優(yōu)化，滿足分布式能源及電動汽車快速發(fā)展的接入要求，促進新能源就地消納、提高電能替代比重，并為智慧化用電發(fā)展提供保障。

　　2.堅持輸出與就地消納并重，加快建立輔助服務市場、提高系統(tǒng)綜合調(diào)峰能力，著力解決“棄水”、“棄風”、“棄光”問題

　　一是擴大可再生能源在更大范圍內(nèi)平衡消納能力。提高已投運的跨省區(qū)輸電通道利用效率；結(jié)合規(guī)劃加快跨省區(qū)輸電工程特別是水電、風電外送通道建設。二是千方百計提高可再生能源發(fā)電就近消納能力。

　　認真落實國家發(fā)改委《關于開展可再生能源就近消納試點的通知》（發(fā)改辦運行[2015]2554號），鼓勵風電、光伏發(fā)電企業(yè)參與電力直接交易，推進可再生能源與火電發(fā)電權(quán)交易置換，以及可再生能源替代燃煤自備電廠發(fā)電，積極推廣電采暖等多種形式的電能替代。

　　三是加快建立輔助服務市場，提高系統(tǒng)綜合調(diào)峰能力。加快調(diào)峰等輔助服務市場建設，在建立相應市場激勵機制的基礎上加快將部分有條件的煤電機組改造為深度調(diào)峰機組，鼓勵熱電聯(lián)產(chǎn)、自備電廠積極參與調(diào)峰，充分發(fā)揮抽水蓄能機組和儲能設備的快速調(diào)峰能力，著力提高電網(wǎng)的可再生能源消納能力。

　　四是推廣實行峰谷分時電價、完善階梯電價制度。針對居民等電力用戶實行峰谷分時電價等需求側(cè)管理，并適當加大峰谷電價差，提高低谷時段電網(wǎng)負荷水平，促進低谷電能消費；在當前電力消費需求放緩、電力供應能力總體富余的形勢下，完善階梯電價制度，促進電能消費并提高電能替代規(guī)模，提升電能占終端能源消費比重。

　　3.積極穩(wěn)妥、統(tǒng)籌推進電力用戶直接交易，完善市場交易規(guī)則并加強市場秩序監(jiān)管

　　一是積極穩(wěn)妥，統(tǒng)籌推進。各地應遵循我國市場化改革的整體部署，結(jié)合本地自身實際，積極穩(wěn)妥，統(tǒng)籌推進電力用戶直接交易；直接交易推進過程中，既要滿足國家有關直接交易電量比例放開的進度安排，也要避免推進過快但相關規(guī)則尚未健全而出現(xiàn)的不規(guī)范競價；尚未啟動直接交易試點的地區(qū)要積極探索并盡快啟動，為明后年進一步擴大直接交易比例做好準備。

　　二是完善市場交易規(guī)則，著力培育各類市場主體。嚴格遵循電力體制改革9號文和國家有關改革配套文件精神，盡快建立并完善電力直接交易相關交易規(guī)則；堅持市場為主、政府引導為輔的原則，厘清政府職責與市場邊界；積極探索交易方式，著力規(guī)范電力市場主體的準入管理、培育各類市場主體，規(guī)范交易雙方的交易行為，推動電力市場體系建設。

　　三是加強市場秩序監(jiān)管。國家有關部門密切跟蹤、加強電力用戶直接交易監(jiān)管，對地方政府直接指定交易對象、電量、電價等非市場行為及時糾正，禁止不符合國家產(chǎn)業(yè)政策的企業(yè)參與直接交易；切實加強直接交易合同約束力，保證交易雙方的履約意識，杜絕用戶實際用電量與合同電量存在較大偏差、長期拖欠巨額電費等行為，維護市場秩序。