电力供应主要特点有：
一是火电完成投资和新增装机容量双降，设备利用小时同比提高。火电完成投资同比下降5.0%，其中，煤电完成投资同比下降24.4%。全国基建新增火电装机容量1139万千瓦、同比少投产607万千瓦，其中煤电新增983万千瓦、同比少投产381万千瓦。煤电投资下降和新增装机规模减少，反映出国家自上年以来出台的促进煤电有序发展系列政策措施效果继续显现。截至3月底，全国6000千瓦及以上火电装机容量10.6亿千瓦、同比增长5.0%。在电力消费需求持续较快增长、水电发电量下降等因素影响的拉动下，火电发电量同比增长7.4%，设备利用小时同比提高31小时。
二是水电发电量、利用小时均同比下降。水电完成投资同比下降13.2%，全国基建新增水电装机193万千瓦、同比多投产34万千瓦。受来水偏枯和上年底蓄能值相对偏低的影响，全国规模以上电厂水电发电量同比下降4.1%；全国水电设备利用小时623小时、同比降低68小时。
三是并网风电发电装机及发电量高速增长，弃风问题有所缓解。全国新增风电装机容量352万千瓦，同比多投产101万千瓦，其中，中、东部地区省份新增装机规模合计占全国比重接近一半，布局得到进一步优化。截至3月底，全国并网风电装机容量1.51亿千瓦、同比增长12.9%；全国6000千瓦及以上电厂并网风电发电量同比增长25.2%，明显高于装机容量增速。全国风电设备利用小时数468小时、同比提高46小时；部分大型发电集团数据反映，一季度“三北”地区弃风率同比降低了8个百分点左右。今年以来有关部门和企业认真贯彻落实中央精神，通过开展风电跨省区市场化交易、替代燃煤自备电厂发电、合理安排火电机组深度调峰、开展电力辅助服务市场试点等工作，积极促进风电等新能源消纳，是当季风电设备利用小时同比提高、弃风问题缓解的主要原因。
四是并网太阳能发电装机和发电量持续快速增长，设备利用小时同比提高。一季度全国新投产并网太阳能发电装机394万千瓦、同比少投产48万千瓦，东、中部地区太阳能新增规模占全国的比重达到80.6%，开发布局明显优化。太阳能发电装机容量同比增长70.6%，6000千瓦及以上电厂并网发电量同比增长78.4%，设备利用小时275小时、同比提高11小时。
五是核电装机及发电量快速增长，设备利用小时持续下降。截至3月底，全国核电装机3473万千瓦、同比增长23.4%；核电发电量同比增长16.3%；设备利用小时1631小时、同比降低14小时。与上年同期相比，福建、浙江和江苏设备利用小时分别提高294、184和157小时，其余省份设备利用小时均有所回落。
六是跨区跨省送电实现快速增长。跨区送电量增长12.6%、增速同比提高7.8个百分点，跨区送电量的增长主要是电网公司积极通过特高压外送消纳西北新能源以及西南水电。跨省输出电量增长9.3%、增速同比提高5.7个百分点。南方电网区域西电东送电量同比下降2.9%，贵州受电煤供应短缺及乌江流域来水偏枯的影响，送出电量下降较多。
七是各环节煤炭库存下降、电煤供应偏紧，发电用天然气供应总体平稳。煤炭消费需求明显好于上年同期，煤炭生产供应不足，原煤产量下降0.3%，煤炭进口量环比减少14.1%，各环节煤炭库存明显下降，电煤供应偏紧。电煤价格年初出现短暂回落，但回落时间和幅度都小于往年，2月下旬后再次上涨。一季度，天然气供应能力持续上升，全国大部分地区气温偏暖导致天然气消费需求放缓，全国天然气供需总体平衡，发电用天然气供应总体有保障。
（三）全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩
一季度，全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩。分区域看，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余，东北和西北区域电力供应能力相对过剩。
二、后三季度全国电力供需形势预测
（一）全社会用电量增速前高后低，全年增速低于上年
综合考虑宏观经济形势、服务业发展趋势、电能替代、房地产及汽车行业政策调整、气温等因素，预计上半年全社会用电量增长6%左右，增速超过上年同期。受去年下半年高基数影响，预计今年下半年电力需求增速将有所放缓，全年呈前高后低走势，全年增速略低于上年。
（二）全年新增装机容量约1亿千瓦，非化石能源占比持续提高
预计全年全国基建新增发电装机1.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机6000万千瓦左右，煤电5000万千瓦。预计2017年底全国发电装机容量将达到17.5亿千瓦，其中非化石能源发电6.6亿千瓦、占总装机比重将上升至38%左右。
（三）电力供需影响因素较多，受电煤供应和气候影响较大
后三季度，影响电力供需的因素主要有：一是电煤供需形势存在不确定性。二是煤电企业经营形势严峻，大面积亏损将可能影响到煤电企业经营生产。三是气象部门预测夏季全国大部分地区气温正常到偏高，华北和西北地区东南部、西南地区东北部高温日数偏多；汛期我国降水总体呈现“北少南多”的特征。
（四）全年电力供需总体宽松，火电设备利用小时数同比下降
预计后三季度全国电力供需总体继续宽松，部分地区相对过剩。其中，华北电网区域电力供需总体平衡,华东、华中、南方电网区域电力供需总体宽松,东北、西北电网区域电力供应能力相对过剩。预计全年全国发电设备利用小时3680小时左右，其中火电设备利用小时将下降至4080小时左右。
三、有关建议
（一）改善企业经营困境，促进电力工业平稳健康发展
当前，煤电企业多重矛盾交织叠加，导致企业连续亏损、经营形势日趋严峻，企业掺烧煤泥比重提高、燃烧煤质降低，电力系统安全风险上升，应引起广泛重视。建议在降煤价、顺电价、规范交易、补历史欠账和推广电能替代等方面改善发电企业经营环境，避免行业风险进一步聚集。
一是尽快有效引导煤炭市场价格回归至合理区域。当前，解决煤电企业经营困难、避免成本增加向电力用户传导的最关键、最有效的途径是合理下调煤价，降低燃料成本。一方面，多途径加大煤炭市场供给量，推动电煤市场尽快实现供需平衡；另一方面，进一步规范煤炭价格形成机制，并加强价格监管，从严查处价格垄断、囤积居奇、哄抬价格等违法行为，避免价格信号失真误导市场预期，扰乱市场秩序。
二是尽快完善煤电联动机制，分地区启动煤电联动。当前，煤价持续高位运行，涨价趋势不减，煤电企业半数亏损并逐步扩大，预计今年底极有可能陷入全行业亏损。建议尽快启动煤电联动，合理疏导发电成本；进一步完善《国家发展改革委关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（发改价格〔2015〕3169号）确定的联动机制，改变煤电联动全国范围一刀切的模式，根据各地区电煤价格涨跌变化的实际情况，分地区启动煤电联动；合理缩短煤电联动调整周期，半年一次为宜；根据当前边界条件发生的重大变化，重新调整电价测算方法，取消“联动系数分档累退机制”，提高煤电联动机制的科学性、合理性。
三是规范市场交易，有序推进电力体制改革。建议认真总结部分地区电力市场建设中暴露的问题，进一步完善交易体系。在保证行业企业运行在健康可持续发展的大前提下，加强统筹协调，有序放开市场交易电量，稳妥推进市场化改革；加强对各省级电力市场交易工作的指导和监管，及时纠正带有地方保护色彩、不利于资源在全国大范围优化配置的不合理政策；以电力系统安全稳定运行为原则，充分发挥电力调度机构在电力平衡以及交易安全校核中的作用、强化调度指令严肃性。
