数据显示，截至今年6月底，全省发电装机7218.90万千瓦，比2015年底新增252万千瓦。在新增装机快速增长的同时，受经济下行压力影响，特别是工业用电连续负增长影响，电力需求增速放缓。1-6月份，全省全社会用电量同比降低0.13%，其中工业用电量同比下降1.7%。外送电量也呈下降趋势，上半年全省外送电量324.9亿千瓦时，同比降低8.29%。

供应侧过剩加剧带来的直接后果便是发电设备利用小时数的减少。1-6月份，全省发电设备利用小时数为1665小时，同比减少236小时。其中，火电1817小时，同比减少228小时;风电1028小时，同比减少23小时;水电734小时，同比减少45小时;太阳能439小时，同比减少195小时。

对于发电企业而言，发电设备利用小时数的下降意味着营业收入和利润的直接减少，经营风险也就出现了。据统计，今年上半年，55家省调火电厂利润完成3.3亿元，同比降低22.11亿元。其中，27家企业盈利10.91亿元、2家企业持平、26家企业亏损7.61亿元，亏损面同比扩大16家。

在电力过剩的状态下，风电与光伏装机的持续增长使得装机结构矛盾更加突出。截至6月底，全省风电装机708.48万千瓦，上半年累计完成发电量70.18亿千瓦时，弃风电量8.95亿千瓦时，弃风率12.7%。这是我省首次弃风。由于我省富风期与供热期重叠，下半年进入供热期后，风电消纳将面临更加严峻形势。

在现有装机尚且“吃不饱”的情况下，还有一大批在建及待建的机组在“虎视眈眈”。据了解，截至目前，我省纳入规划(取得路条)及核准在建煤电项目共45个，4096万千瓦。其中：核准在建33个，3006万千瓦；取得路条12个，1090万千瓦。

“电力发展面临装机发展过剩、用电增长乏力的困境，应科学确定和调整火电新开工规模，适当缓建一批已核准电厂，控制风电和光伏发电的开发节奏，避免过快发展造成发电能力过剩加剧。”国家能源局山西监管办专员薛浒呼吁。