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。
水电完成投资同比继续负增长，水电在建规模持续大幅萎缩。上半年完成投资同比下降35.0%，新增装机1301万千瓦，其中云南和四川新增合计占85%，截至6月底全国6000千瓦及以上水电装机2.54亿千瓦、同比增长14.4%。发电量同比增长9.7%，设备利用小时1430小时、同比降低101小时。随着西南水电基地溪洛渡等一批重点工程陆续进入投产阶段，水电在建规模大幅萎缩，6月底全国主要发电企业常规水电在建规模已降至2750万千瓦、同比减少3100万千瓦，而上半年常规水电新开工规模不足100万千瓦。
风电完成投资明显增加、设备利用小时同比降低。上半年完成投资同比增长48.3%，新增装机443万千瓦，截至6月底并网装机8275万千瓦、同比增长22.6%。发电量同比增长12.0%，设备利用小时986小时、同比降低114小时，其中除少数地区有弃风原因外，部分地区来风少、风速下降是造成部分省份利用小时下降的重要原因。
并网太阳能发电装机容量及发电量同比大幅增长。截至6月底全国并网太阳能发电装机1814万千瓦（绝大部分为光伏发电）、同比增长271.8%，与并网风电合计装机容量突破1亿千瓦。上半年发电量107亿千瓦时、同比增长235.7%，发电设备利用小时632小时、同比降低36小时。
核电完成投资同比继续负增长，上半年新投产3台机组。上半年完成投资同比下降9.3%，3月份广东阳江核电站1号机组投产，5月份福建宁德核电站一期2号机组和辽宁红沿河核电站一期2号机组投产，截至6月底装机容量1778万千瓦、同比增长21.7%。发电量同比增长16.9%，设备利用小时3430小时、同比降低113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。
跨省区送电量快速增长。上半年跨区送电量同比增长14.8%；跨省输出电量同比增长9.9%，其中南方电网西电东送电量同比增长15.8%，三峡电站送出电量同比增长4.2%。
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%。
（三）全国电力供需总体宽松
上半年，全国电力供需总体宽松，其中东北和西北区域电力供应能力富余较多，南方区域电力供需平衡有余，华北、华中和华东区域电力供需总体平衡。省级电网中，山东、陕西、安徽、西藏和海南电网在部分高峰时段有一定错峰。
二、下半年电力供需形势预测
（一）下半年电力消费需求有望稳中有升、增速前低后高
预计下半年我国经济将继续保持平稳增长，电力消费需求有望稳中有升。预计全年全社会用电量5.63-5.69万亿千瓦时、同比增长5.5%-6.5%，预期5.66万亿千瓦时、同比增长6.0%左右，其中下半年增长6.5%左右、增速前低后高。
（二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高
预计全年新增9600万千瓦左右，其中非化石能源发电5600万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.5亿千瓦，其中非化石能源发电4.5亿千瓦、占总装机比重接近34%。
（三）下半年全国电力供需总体平衡
预计下半年全国电力供需总体平衡，部分地区供需宽松与局部地区供需偏紧并存。东北和西北区域电力供应能力仍然富余；受跨省区通道能力制约、华中等部分地区高温天气、华中和南方地区部分省份汛期来水较常年同期偏少、煤电机组环保改造、新投发电装机少等因素影响，预计华北、华中和南方区域部分省份在迎峰度夏期间的用电高峰时段电力供应偏紧。预计全年发电设备利用小时4400-4450小时，其中火电设备利用小时4910-4960小时，低于上年。
