为了保障主变吊装按时进行，国网上海电力下属上海送变电工程公司迎难而上，协调停电方案，邀请专家对几家吊装能力较强的单位和本次主变吊装方案反复进行筛选比较，最终确定最恰当的实施方案。

中国企业研究院首席研究员李锦对记者记者表示，央企重组将会集中在两条主线上，一条是一带一路，另一条是供给侧结构性改革，尤其是去产能。当年12月，改组和新成立的五大发电企业正式成立，均为央企。

结合《意见》给出的方向，神华、中煤能源都有可能与下游持有较多煤炭资产的发电企业重组。2016年5月业内一度有消息称，中煤科工要整体并入神华。14年来，五大发电企业发展迅速，均进入《财富》世界500强名单。五大发电企业的组建成为上一轮电改的亮点，使得发电端引入竞争。但因筹建严重滞后，2011年两家公司才宣告成立。

随后，国家发改委主任徐绍史表示，武钢和宝钢重组是基于钢铁去产能的考虑。但五大发电企业格局并未出现变化，老问题依然存在。电力供应主要特点有：一是火电新增装机规模为十二五以来同期新高，发电设备利用小时同比继续降低。

今年汛期以来大部分地区降水偏多，全国规模以上电厂水电发电量同比增长13.4%，设备利用小时1658小时，同比提高146小时，为近十年来同期最高水平。与上年同期相比，除广东外的其余省份设备利用小时降幅均超过200小时，其中福建、辽宁分别降低719和452小时,主要是近两年用电增长放缓而装机容量快速增长，尤其是多台核电机组陆续投产导致电力供应能力富余，部分核电机组降负荷运行甚至停机备用。充分发挥市场机制在消纳存量可再生能源中的关键作用，鼓励可再生能源参与电力直接交易，推进可再生能源与火电发电权交易置换，以及可再生能源替代燃煤自备电厂发电，促进可再生能源就近消纳。二是提高可再生能源发电就近消纳能力。

6月底全国6000千瓦及以上火电装机容量10.2亿千瓦(其中煤电9.2亿千瓦)，同比增长7.9%。上半年，全社会用电量同比增长2.7%，增速同比提高1.4个百分点，用电形势比上年有所好转。

第三产业和城乡居民生活用电较快增长，分别拉动全社会用电量增长1.2和1.0个百分点，所占全社会用电比重同比分别提高0.8和0.6个百分点;第二产业用电同比增长0.5%，行业用电继续分化，其中四大高耗能行业合计用电量同比下降3.3%、比重同比降低1.9个百分点，下拉全社会用电量增速1.1个百分点，仍是第二产业及其工业用电低速增长、制造业用电负增长的最主要原因，而高耗能行业之外的其他制造业用电量增长4.0%，反映出国家结构调整和转型升级效果继续显现，电力消费结构不断调整。四是坚持改革创新，加快关键技术和设备研发。第二产业及其工业用电量均同比增长0.5%，增速均同比提高1.0个百分点。总体来看，东、中部地区市场化程度相对较高、产业结构多元，高耗能产业比重相对较小，是全国用电增长的主要稳定力量;而西部和东北地区大部分省份高耗能产业比重偏大、产业相对低端，用电量受高耗能行业持续低迷的影响更为明显。

二是水电发电量快速增长，发电设备利用小时创近十年同期新高。结合电力交易市场的建立和发展，加快峰谷分时电价和实时电价的试点和推广应用;加强需求侧管理，适当加大峰谷电价差，促进低谷电能消费、提高电网负荷水平;完善阶梯电价制度，促进居民用电增长。(三)全国电力供需总体宽松、部分地区过剩上半年，全国电力供需总体宽松、部分地区过剩。(三)全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩预计东北和西北区域电力供应能力过剩，华北区域电力供需总体平衡、蒙西和山西富裕，华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、部分省份富余。

制造业用电量同比下降0.3%，其中,四大高耗能行业合计用电量同比下降3.3%、降幅同比扩大1.8个百分点，扣除四大高耗能行业以外的制造业用电量增长4.0%，达到中速增长水平，可见高耗能行业是导致制造业用电负增长的最主要原因，反映出产业结构调整和转型升级效果继续显现。(二)发电装机快速增长、电力供应能力总体富余上半年，全国主要电力企业合计完成投资同比增长14.5%。

核电投资同比增长5.1%;6月底全国核电装机容量同比增长33.8%。四是加快建立辅助服务市场，提高系统综合调峰能力。

一是有效控制煤电新开工规模。火电设备利用小时分省份看，重庆、福建、广西、湖南、四川和云南低于1500小时，其中云南仅有648小时、比全国平均水平低1316小时，该省火电企业持续亏损、生产经营异常困难。跨区、跨省送电量分别增长9.7%和4.8%，增速同比分别提高5.9和5.7个百分点。三是坚持有序推进，鼓励试点示范。三是并网风电装机容量及发电量快速增长，风电设备利用小时同比降低。上半年，新增发电装机容量为历年同期最多，6月底全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量15.2亿千瓦，同比增长11.3%，超过同期全社会用电增速8.6个百分点，局部地区电力供应能力过剩问题进一步加剧;非化石能源发电量延续快速增长，火电发电量继续负增长、设备利用小时继续下降。

(四)推进电能替代，提高电能占终端能源消费比重认真贯彻落实国家发改委等8个部门联合印发的《关于推进电能替代的指导意见》(发改能源〔2016〕1054号)，提高电能占终端能源消费比重。建立健全发电企业调峰、调频、备用等辅助服务考核机制和补偿机制，充分挖掘电力系统现有调峰潜力，鼓励各方投资建设服务新能源消纳的调峰机组，合理补偿云南等地区火电机组保安备用功能，认真贯彻落实国家能源局《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》(国能综电力〔2016〕397号)，尽快推进火电灵活性试点项目的实际改造，积累运行经验，在总结试点经验的基础上逐步推广应用。

上半年，全国规模以上电厂发电量2.76万亿千瓦时、同比增长1.0%。与第三产业增加值保持较快增长相对应，第三产业用电量同比增长9.2%，其中信息传输计算机服务和软件业用电同比增长14.2%。

全年火电设备利用小时降至4050小时左右，加之燃煤发电上网电价下调、部分省份电力用户直接交易降价幅度较大、电煤价格稳中有升，煤电企业效益被进一步压缩，发展面临更大挑战，也将影响到煤电上下游行业协调可持续发展。国家有关部门加强对各省级电力市场交易的指导和监管，及时纠正地方保护性的不合理政策，研究出台电力市场主体准入要求及电力市场交易规则等范本;坚持市场为主、政府引导为辅的原则，避免政府对电力交易具体过程的过多干预;切实加强直接交易合同约束力，保证交易双方的履约意识，维护市场秩序。

西北地区部分省份弃光情况较为突出。主要原因：一是实体经济和服务业经济运行总体平稳;二是1-2月份全国大部分地区气温偏低，6月份华东、华中、南方大部分省份气温偏高,对居民生活及第三产业用电有较强拉动作用;三是闰年因素(2月份多一天)，拉高上半年用电增速约0.55个百分点。分季度看，一、二季度全社会用电量同比分别增长3.2%(扣除闰年因素增长2.1%)和2.1%，两个季度实际增长水平持平，比上年三、四季度增速明显回升。从电力消费结构看，第三产业和城乡居民生活用电量比重同比分别提高0.8和0.6个百分点，而第二产业比重降低1.5个百分点，其中四大高耗能行业比重降低1.9个百分点。

水电投资同比下降17.9%，已连续4年下降;新增水电装机437万千瓦。一、上半年全国电力供需状况(一)电力消费增速同比提高，用电形势有所好转上半年全国全社会用电量2.78万亿千瓦时、同比增长2.7%，增速同比提高1.4个百分点，用电形势有所好转。

预计2016年底全国发电装机容量将达到16.4亿千瓦、同比增长7.8%左右，其中非化石能源发电6.0亿千瓦、占总装机比重将上升至36.5%左右。全国电力供需总体宽松、部分地区过剩。

发电量同比增长24.9%;设备利用小时3347小时，同比降低109小时。预计全年发电设备利用小时3750小时左右，其中火电设备利用小时将降至4050小时左右，比上年降低300小时左右。

其中，电网投资增长33.2%，主要是电网公司贯彻落实国家相关文件精神，加大了城乡配网及农网升级改造力度，全国110千伏及以下电网投资同比增长57.1%;电源投资下降8.7%，主要是火电、水电和风电投资同比下降。二是第三产业和城乡居民生活用电较快增长。另一方面，密切关注改革中出现的新情况、新趋势，进一步规范电力市场化改革秩序，创造公平、公开、竞争有序的电力市场环境，真正发挥市场配置资源的作用。6月底全国6000千瓦及以上水电装机2.8亿千瓦，同比增长4.7%。

五是核电装机及发电量快速增长，核电设备利用小时同比降低。根据上半年气温因素对用电的实际影响，以及气象部门对今年迎峰度夏期间全国大部分地区气温偏高的预测判断，初步预计气温因素将拉高2016年全年全社会用电量增速1个百分点甚至更高，因此对全社会用电量增速的预测值比年初预测值上调1个百分点。

三是推广实行峰谷分时电价。七是电煤市场供大于求矛盾有所缓解，发电用天然气供应总体平稳。

全国规模以上电厂火电发电量同比下降3.1%，继续负增长;设备利用小时1964小时(其中煤电2031小时)，同比降低194小时，为近十年来的同期最低水平。地方政府及发电企业应严格贯彻落实国家关于煤电有序发展的相关文件，密切关注煤电规划建设风险预警提示，科学确定和有效控制煤电新开工规模，逐步缓解煤电产能过剩现状。

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