2010年上半年，电力工业持续向好态势进一步增强。新增装机容量和输变电规模较大，结构继续改善，全國發電裝機容量接近9亿千瓦；用电需求保持快速增长，重点行业用电的拉动作用更加突出；西南省区特大干旱严重影响水电出力、导致局部地区电煤供应紧张出现一定电力缺口；发电市场总体旺盛，全国发电设备利用小时同比有较大提高，接近2008年同期水平；煤价仍在高位导致火电厂经营困难，经营压力加大。
(一)电力供应情况
上半年，全国电力投资增幅同比回落，电源投资继续保持平稳较快增长，清洁能源投资力度加大，电网投资规模小于上年同期；新增装机继续保持较大规模，发电装机容量接近9亿千瓦，全国电力供应能力总体充足。发电量继续保持高速增长，增速有所回落，水电发电量累计增速恢复正增长，火电发电量增速自高位回落；发电设备利用小时同比有较大提高，已经接近2008年同期水平。
1.电源投资和发电装机稳步增长，供应能力充足
上半年，全国电力工程建设完成投资2558亿元，同比增长1.28%。电源工程建设完成投资同比增长9.71%，占电力工程建设总投资的52.54%。其中，火电完成投资同比降低5.84%，占电源投资的37.20%；核电、风电投资占电源投资的比重均超过19%。水电、核电、风电合计投资额比重达到62.35%，比上年同期提高5.78个百分点，反映出清洁能源投资力度加大。
上半年，全国电源新增生产能力3383万千瓦，是近几年投产的较高水平。其中，火电新增容量占全部新增容量的71.55%，比重比上年同期提高0.69个百分点；新增并网风电占全部新增的9.75%，比重比上年同期提高3.34个百分点；新增太阳能光伏发电装机7.51万千瓦。上半年新投产百万千瓦火电机组5台，新投产单机容量60万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到54.37%。
6月底，全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量86917万千瓦，同比增长11.63%。其中，水电17248万千瓦，火电66533万千瓦，核电908万千瓦，并网风电2175万千瓦；火电比重比上年同期降低1.50个百分点。5月份，全国全口径水电装机容量已经突破2亿千瓦，截至6月底，全国全口径发电设备容量接近9亿千瓦，与电力需求相比较，供应能力总体充足。
2.发电量保持高速增长，水电发电量恢复正增长
上半年，全国发电量延续回升向好后的高速增长。全国规模以上电厂发电量19706亿千瓦时，同比增长19.3%。1-4月水电生产大幅下降，造成上半年水电发电量所占比重同比降低1.96个百分点；二季度大部分地区来水好转，6月份全国水电发电量累计增速实现正增长；上半年，火电发电量同比增长21.9%，所占比重比上年同期提高1.39个百分点，二季度火电发电量、增速和所占比重均有所回落。核能发电量保持稳定，风力发电量继续保持高速增长。
3.发电设备累计平均利用小时较大提高并接近2008年同期水平
上半年，全国发电设备累计平均利用小时同比回升。全国发电设备累计平均利用小时2295小时，比上年同期提高190小时，接近2008年同期水平。二季度水电生产有所好转，水电设备平均利用小时逐月提高。由于需求回升和水电出力下降，上半年火电设备累计平均利用小时同比大幅提高300小时；随着火电新增规模较大、水电生产有所恢复，分月火电设备平均利用小时已经连续4个月回落。
4.发电日均耗煤量快速增长，一季度供需平衡偏紧，价格同比高位波动
上半年，国内电煤消费快速增加。一季度，由于水电减发与迎峰度冬高峰用电负荷重合，火电发电量增长较快，电煤供需比较紧张，价格持续上涨，库存持续下降。二季度，水电出力逐步增加，火电发电量略有减少，电煤库存持续提高，煤价仍高位运行。1-6月，全国重点发电企业日均耗煤318万吨，同比增长31.3%；截至6月30日，全国10万千瓦及以上燃煤电厂煤炭库存已经提高到6759万吨，平均可用18天。
(二)电网输送情况
上半年，电网投资完成额略有减少，所占比重有所下降。全国跨区送电保持增长，三峡电厂送出连续多月同比负增长对跨省跨区送电影响比较明显；跨省电力电量交易比较活跃，对华中送电输出增加较多；京津塘电网送山东高速增长，受西南地区干旱影响，南方电网区域“西电东送”电量下降较大。
上半年，电网投资完成额略有减少，所占比重有所下降。5、6月份，电网新增规模较大，对迎峰度夏的保障作用大大加强。6月份，±800kV云南-广东特高压直流工程双极投产；7月初，±800kV向家坝-上海特高压直流工程成功投运，至此，我国第一批特高压直流输电线路顺利投产，西南水电外送能力将明显提升。
上半年，全国跨区送电完成585亿千瓦时，同比增长20.59%，总量保持较快增长。增长较快的主要原因是，上半年通过山西晋东南-湖北荆门的“长南一线”特高压输电线路完成华北送华中51亿千瓦时，极大地缓解了枯水期华中地区紧张的供电形势；另外，华北阳城电厂送华东、东北通过高姜线送华北以及西北通过灵宝变送华中分别增长20.45%、26.39%和139.27%，也都保持了较快增长，体现了电量支援华中地区、补充华中减送华东电量的全国范围内水火调剂的特点。上半年，三峡电厂送出294亿千瓦时，同比下降8.44%，其中，6月份送出同比增长28.33%，在连续9个月同比负增长后首次恢复正增长。受西南地区干旱影响，南方电网区域内“西电东送”电量下降20.29%。京津唐送山东电量高速增长。全国跨省输出电量同比增长19.20%，保持平稳增长势头。
(三)电力消费情况
上半年，电力消费增速延续了2009年四季度以来高位运行的态势。在国家主动宏观调控以及基数作用下，各月用电量增速逐月稳步回落。第二产业对用电增长的拉动作用突出，第三产业稳定增长，城乡居民生活用电受气候影响明显。国家宏观调控作用显现，重点行业用电量继续增加的动力有所减弱。地区用电分布差异较大，中西部发展速度领先于东部。
1.全社会用电量增速持续高位运行
上半年，全社会用电量同比增长21.57%，仍然保持在高位运行。增速很高的原因，一是宏观经济好转导致用电量保持较大规模，二是上年基数较低。受同期基数逐步提高以及主动调控效果显现影响，用电增速逐月回落，分月用电增速由1-2月份的25.95%回落到6月份的14.14%。
2.第二产业用电确保全社会用电增速维持在高位
上半年，第一产业用电量同比增长5.61%，增速较低；第二产业用电量同比增长24.24%，对全社会用电量增长的贡献率为82.94%，反映出第二产业的恢复对全社会用电增长的拉动力很强；第三产业用电量同比增长16.19%，保持较大增速，但由于第二产业增长较快，第三产业用电量所占比重逐月有所下降；城乡居民生活用电量同比增长13.93%，乡村居民用电量增长仍略快于城镇居民生活用电量增长。6月下旬全国气温快速升高，导致日均用电量比上中旬快速增加，反映出气温对居民用电的显著影响。
3.工业用电量持续较大规模
上半年，全国工业用电量同比增长24.20%，对全社会用电量增长的贡献率为81.6%，贡献率仍然很高；工业用电占全社会用电量的74.3%，比2009年底提高1.2个百分点，已经恢复到国际金融危机对我国较大影响的前夕2008年1-4月的水平。其中，轻、重工业用电量分别增长13.71%和26.46%，对全社会用电增长的贡献率分别为8.2%和73.4%，特别是轻工业的贡献率已经连续三个月提高，6月当月高于1-6月份近4个百分点；重工业6月份贡献率低于1-6月2.7个百分点。轻、重工业用电增长对全社会用电增长的拉动力在逐步发生变化。
4. 重点行业单月用电保持很大规模
上半年，钢铁、化工、建材、有色四大行业合计用电量同比增长28.71%，保持快速增长，用电量增速比1-3月份降低5.16个百分点，四大行业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率达42.1%。
分行业看，钢铁冶炼行业用电量同比增长29.29%，对全社会用电量增长的贡献率为15.0%，贡献率又创新高；化工行业用电量同比增长20.56%，二季度基本稳定在很高的规模上；建材行业用电量同比增长20.79%，西部各省建材行业用电量增速明显高于东部各省；有色金属冶炼行业用电量同比增长44.25%(其中，铝合金冶炼用电量同比增长64.53%),有色用电大省增速均比较高。上半年，纺织业用电量同比增长11.84%，其用电量已连续3个月超110亿千瓦时；通用机械专用设备制造业和交通运输设备制造业用电量同比分别增长28.19%和32.37%，自2009年8月以来交通运输设备制造业月度增速一直保持高位。
5.中西部用电增速快于东部
上半年，全国各省用电量均为正增长，但是用电增长地区差异较大。增速较高的基本还是中西部重工业用电量比重较大的省区，这与各省经济发展阶段及其用电结构的发展态势相一致。东部发达省区(除天津、海南、河北外)和东北省区用电增速均低于全国平均水平。
对2010年1-6月与2008年同期累计用电量进行比较，全国全社会用电量两年的年均增长率为9.0%，且与1-4月、1-5月的年均累计增长率基本相同，反映出2010年上半年累计用电量增长相对2008年同期，各月增速相对平稳。。分省来看，青海、新疆、湖南、广西、江西、海南等省份增长最快；高于全国平均增速的基本全部为中西部省区，东部发达省区(除天津、海南、河北外)和东北省区全部低于全国平均增速。
(四)电力行业整体效益恢复性增长，火电亏损严重
全国发用电量实现了回升向好后的高位平稳运行，加上2009年11月份电价调整的翘尾影响，以及低利率水平下的财务费用增长放缓，使得电力行业总体利润实现恢复性增长，但分行业、分地区差异较大、问题较多。根据国家统计局统计，1-5月份，电力行业利润总额由上年同期的155亿元，增加到504亿元。但电力行业分省利润分布极不均衡，其中，火电行业利润主要分布在东部三省(山东亏损严重)，占全国火电行业总利润的73%。中部地区各省火电亏损情况十分严重，主要原因是河南、山西、安徽等坑口电厂历来上网电价偏低，而近年来电煤市场化以及外运煤炭增加导致本地电煤价格上涨幅度较大。火电行业亏损面继续加大，上升到43.36%，比上年同期提高3.10个百分点，中部地区各省亏损面均超50%。电力行业销售利润率整体偏低，仅为3.50%，比上年同期提高1.84个百分点，比全国工业销售利润率的平均水平低2.53个百分点。其中，电力供应业尤为明显，销售利润率仅为2.28%，火电行业销售利润率也仅为3.92%。
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