上半年，全省电力运行平稳，电力供应充裕，安全形势保持平稳。

一、全国电力运行情况

6月份（截止6月30日），全国全社会用电量5244亿千瓦时，同比增长6.5%。年累计，全国全社会用电量2.95万亿千瓦时，同比增长6.3%。

二、山西电力运行情况

（一）发电情况

1. 发电装机

截至6月底，全省发电装机容量7742.66万千瓦。其中火电6325.13万千瓦，占比81.69%；风电803.53万千瓦，占比10.38%；水电244.15万千瓦，占比3.15%；太阳能发电369.85万千瓦，占比4.78%。

2. 发电量

上半年，全省发电量完成1275.45千瓦时，同比增长8.28%。其中，火电1154.58亿千瓦时，同比增长6.82%；风电78.26亿千瓦时，同比增长10.74%；水电19.23亿千瓦时，同比增长7.72%；太阳能发电23.38亿千瓦时, 同比增长176.00%。

3.发电利用小时

上半年，全省发电设备利用小时数为1667小时，同比增加2小时。其中，火电1837小时、同比增加20小时；风电979小时、同比减少46小时；水电788小时、同比增加54小时；太阳能728小时、同比增加289小时。

（二）用电情况

1.最大负荷

6月份，全省最大用电负荷2448.7万千瓦，同比增长8.77%。

2.省内用电

上半年，全省全社会用电量完成940.68亿千瓦时，同比增长10.28%。其中，第一产业19.07亿千瓦时，同比增长4.27%；第二产业735.24亿千瓦时，同比增长11.16%；第三产业97.57亿千瓦时，同比增长10.79%；城乡居民生活88.79亿千瓦时，同比增长4.21%。

上半年，累计达成直接交易合同电量306.6亿千瓦时，完成196.07亿千瓦时，合同完成率63.95%。

3. 外送电量

上半年，全省外送电量累计完成334.77亿千瓦时，同比增长3.03%。其中，省电力公司外送电量135.72亿千瓦时（外送京津唐46.27亿千瓦时，外送特高压27.5亿千瓦时，外送河北61.95亿千瓦时），同比增长7.78%。

三、运行分析

（一）省内用电市场持续好转，保持平稳快速增长。

上半年，全省全社会用电量同比增长10.28%，比全国平均增速高4个百分点。各产业及居民生活用电同比均为正增长，二三产业用电量增速最快，分别为11.16%、10.79%（工业用电量同比增长11.16%）。受煤炭、钢铁、电解铝和化肥等主要产品价格上涨影响，四大重点行业用电量当月和累计均保持平稳快速增长，各行业前十位大用户用电增速分别为“九正一负”、“五正五负”、“两正四负”、“五正五负”，其他行业典型用户用电增速为“七正三负”。11个地市用电量除朔州外，其余地市同比均为正增长，用电量前三位是运城、太原和晋中，增速前三位是阳泉、晋中和吕梁；用电量后三位是朔州、阳泉和大同，增速后三位是朔州、临汾和大同。

（二）风光等新能源发电发展迅猛，电力供应富余。

风光等新能源快速发展势头不减，尤以太阳能表现最为突出，太阳能发电装机、发电量、利用小时同比分别增长45.58%、176%、65.83%。风光水占电源结构比重18.31%，发电量比重9.48%。在二三产业拉动下，上半年全省发用电量增速比全国平均水平分别高出2、4个百分点。省内用电虽增长较大，但与发电装机冗余仍不匹配，供应能力严重富余，窝电现象仍将持续。

（三）煤电企业大面积亏损格局仍将持续。

火电企业持续大面积亏损，统计口径内火电企业上半年完成利润-27.40亿元，同比降低219%，亏损面达80%（去年同期为43%）。

四、问题及建议

（一）科学控制煤电新增规模，有序推进去产能，缓解煤电当前困境。

利用小时数长期低位运行、煤价居高不下，上网电价难以弥补发电成本，导致煤电经营困难局面短期内难以改观，仍将维持大面积亏损格局。需尽快明确山西煤电项目规划建设控制规模，合理控制煤电项目建设投产进度，同时加大淘汰落后产能力度。

（二）充分发挥跨省跨区输电通道能力，扩大外送规模。

长南荆特高压通道年度外送电量只有输送能力20%左右，蒙西-晋北-北京西特高压通道投产至今由于配套电源未落实还未发挥作用，雁淮特高压通道与江苏消纳方案未落实。需落实外送配套电源组织方案及受端市场消纳方案，提高通道输送能力，进一步扩大外送规模，切实发挥跨省跨区输电通道作用。

（三）合理控制风电规划建设及并网进度。

截止目前，全省风电在运、核准在建、规划容量共计约2000万千瓦，已超出山西编制的“十三五”风电并网容量约400万千瓦，这些项目在2018年底前并网，可能出现严重弃风，山西将进入风电开发红色预警区域（今年1-3月，全省弃风率19.8%，接近20%预警线）。建议明确晋北风电基地年度建设方案，落实风电外送通道和外送市场，促进风电消纳。