上半年，电力工程完成投资同比下降6.1%，其中电源同比下降12.7%，电网同比略降0.6%;基建新增发电装机3670万千瓦，其中新增非化石能源装机占60%。截至6月底全国6000千瓦及以上电厂装机为12.51亿千瓦、同比增长9.4%。上半年全国规模以上电厂发电量2.62万亿千瓦时、同比增长5.8%，其中非化石能源发电量同比增长10.9%。全国发电设备利用小时2087小时、同比降低79小时。

 

　　火电完成投资及新增装机同比下降。上半年完成投资同比下降7.7%，新增装机1503万千瓦，截至6月底6000千瓦及以上火电装机8.79亿千瓦、同比增长5.4%。发电量同比增长4.7%，设备利用小时2375小时、同比降低26小时。

 

　　电煤供应持续宽松，二季度天然气供应形势缓和。国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。随着供暖期结束，二季度天然气供应缓和，大部分燃机发电供气不受限。行业经营状况继续改善，但上半年五大发电集团所属燃气发电厂亏损面仍达三分之一，热电联产电厂供热亏损面高达60%。

 

 

 

　　一是加快建立独立的输配电价机制，输配电价采用过网费模式，平均输配电价由平均销售电价扣除政府性基金及附加、线损折价和平均上网电价形成。在此基础上，稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。二是针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的实际困难，建议有关部门应出台分区域供热价格指导政策，对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价，同时在热价中考虑供热中燃用成本的脱硫、脱硝、除尘等环保补贴电价;对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以政策支持和财税补贴。三是加快理顺天然气发电价格机制，尽快建立气电价格联动机制。四是尽快研究云南等水电大省的火电价格形成机制，在地区内开展水、火电企业发电权交易，建立健全水电与火电互补机制，尽早启动实施火电机组两部制电价试点,补偿火电企业基本的固定经营成本,解决这些地区火电企业持续严重亏损、经营状况持续恶化而面临的企业生存问题。