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用电侧情况
7月，全社会用电量309.28亿千瓦时，同比增长19.21%，环比增长14.39%。网供用电量246.65亿千瓦时，同比增长20.91%，环比增长12.45%。主网最大用电负荷4639.49万千瓦，最小用电负荷2290.58万千瓦。
发电侧情况
截至7月底，全省装机容量10708.89万千瓦。省调直调电厂总计装机6212万千瓦（本月无新增容量）。其中水电4308万千瓦，火电1266万千瓦，风电469万千瓦，光伏169万千瓦。7月非计划停运火电机组7台次。
7月，发电量518.64亿千瓦时(全口径)、483.16亿千瓦时（调度口径）、277.68亿千瓦时（统调口径）。
7月，四川全网来水较去年同期偏少38.1%，较多年同期偏少11.2%。全网全年累计来水较去年同期偏少23.3%，较多年同期偏少3.1%。全网装机（能力）弃水电量19.48亿千瓦时。全网全年累计装机（能力）弃水电量23.29亿千瓦时，同比降幅59.5%。
7月，电网主要火电厂共计存煤94.63万吨，环比减少27.09%。其中，存煤量环比增长率最高为金堂电厂，增长21%，最低为广安电厂，增长-73.64%。
2021年1—7月，全省发电平均利用小时数为2184小时，同比增加73小时。其中，水电2161小时，同比减少21小时；火电2629小时，同比增加638小时；风电1506小时，同比减少155小时；太阳能950小时，同比增加29小时。
电网建设运行情况
（一）电网规模
截至7月底，全网共有±800千伏直流换流站4座，±500千伏直流换流站1座，500千伏变电站51座，500千伏开关站2座，220千伏变电站（含开关站）316座。已建成并投运±800千伏直流输电线路8条，±500千伏直流输电线路2条，500千伏交流输电线路215条，220千伏输电线路1022条。
（二）检修、停电计划执行情况
7月，500千伏设备停电检修计划1项，实际执行1项。
220千伏设备停电检修计划安排28项，实际执行24项。其中成都公司220千伏曹梓一、二线，绵阳公司220千伏华丰二线因川西地区负荷高，电力电量平衡紧张推迟；资阳公司220千伏资陈线因成自高铁迁改建设工程滞后导致推迟。
（三）电网运行
通道阻塞情况：无电网检修引起的通道阻塞情况。
辅助服务情况：调用正常。
合同整体完成情况：7月10日全网开始启动弃水，发电计划按指标进行安排，由于下旬供需形势紧张，具备能力的电厂整体合同进度较高，但月末基本满足省内发电指标进度一致。
市场准入情况
7月，四川电力交易平台新增准入电力用户114家，退市售电公司1家。截至7月底，四川电力交易平台注册生效市场主体16024家。其中，发电企业326家，同比增长5.50%；电力用户15441家，同比增长66.07%；售电公司257家，同比增长13.72%。
市场交易情况
（一）省内市场
7月，共计开展月内交易6次，用电侧事后转让交易1次。成交增量电量26.41亿千瓦时，成交均价0.083元/千瓦时，成交调减电量13.08亿千瓦时，成交转让电量39.05亿千瓦时。
1—7月，省内市场化交易水电电量共计598.37亿千瓦时，同比增长33.25%，其中，常规直购266.13亿千瓦时，计划外174.49亿千瓦时，水电消纳示范46.48亿千瓦时，铝电合作66.01亿千瓦时，留存电量45.25亿千瓦时。
（二）省外市场
1.外购电情况：据快报，7月省间本月无外购，留川电量12.76亿千瓦时，同比减少22.26%。1—7月，四川累计外购电量228.75亿千瓦时，同比增长36.27%。
2.外送电情况：据快报，7月全口径外送电量213.97亿千瓦时，同比增长6.36%。其中省调电厂送出68.38亿千瓦时，同比增长8.11%；西南网调电厂送出7.08亿千瓦时，同比增长79.93%；国调电厂送出138.52亿千瓦时，同比增长3.37%。1—7月，四川全口径外送电量累计531.98亿千瓦时，同比减少11.65%。
结算情况
（一）发电侧结算
据快报，7月四川电力交易中心结算上网电量275.34亿千瓦时，同比增长16.08%。1—7月四川电力交易中心结算上网电量1342.15亿千瓦时，同比增长14.16%。
（二）用电侧结算
1-6月，结算市场化电量590.87亿千瓦时，同比增长32.51%，占全社会用电量的39.05%，结算均价0.27363元/千瓦时。
（三）偏差考核情况
发电侧6月考核电厂68家，考核偏差电量6559.34万千瓦时，偏差考核电费312.47万元。1—6月累计考核电量19646.47万千瓦时，偏差考核电费768.93万元。
用户侧1—6月，累计偏差考核电量4989.32万千瓦时，偏差考核电费1066.86万元。
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