北极星智能电网在线讯: 一、2019年一季度全国电力供需状况
（一）全社会用电量增速回落，当季增速符合年初预期
一季度，全国全社会用电量1.68万亿千瓦时、同比增长5.5%，环比上年四季度回落1.8个百分点，当季增速符合年初预期。分月份看，1-2月份全社会用电量同比增长4.5%；3月份增速上升至7.5%。3月份工业生产的回升，是当月全社会用电量增速回升的重要原因，当月工业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率从1-2月的14.5%上升至3月份的55.0%。
主要特点有:
一是第二产业用电量增速回落。一季度，第二产业用电量1.09万亿千瓦时，同比增长3.0%，环比上年四季度回落3.9个百分点；第二产业用电量占全社会用电量比重为65.2%，同比降低1.6个百分点。制造业用电量8027亿千瓦时，同比增长3.4%，其中，在上年同期低基数以及工业生产回升的拉动下，3月份制造业用电量增长9.0%。从制造业几大类行业来看，一季度高技术及装备制造业[1]用电量同比增长4.3%，高于制造业用电量增速。消费品制造业[3]用电量增长3.3%。四大高载能行业[2]用电量同比增长2.8%，其中，非金属矿物制品业用电量增长7.0%；化学原料和化学制品制造业用电量增长2.9%；黑色金属冶炼和压延加工业用电量增长2.8%；有色金属冶炼和压延加工业用电量增长0.4%。
二是第三产业用电量继续快速增长。一季度，第三产业用电量2859亿千瓦时、同比增长10.1%，占全社会用电量比重为16.3%、同比提高0.7个百分点。其中，信息传输、软件和信息技术服务业用电继续延续近年来快速增长势头，同比增长15.6%；租赁和商务服务业、房地产业、批发和零售业用电量同比分别增长14.4%、12.7%、11.8%；交通运输、仓储和邮政业用电量增长9.2%。
三是城乡居民生活用电量快速增长。一季度，城乡居民生活用电量2830亿千瓦时、同比增长11.0%，所占全社会用电量比重为16.0%、同比提高0.8个百分点。 其中，城镇居民生活用电量1613亿千瓦时，同比增长10.2%；乡村居民生活用电量1218亿千瓦时，同比增长12.2%。
四是第一产业用电量较快增长。一季度，第一产业用电量160亿千瓦时、同比增长6.8%，占全社会用电量比重为0.9%、与上年同期持平。其中，畜牧产品、渔业产品规模化生产逐步增多，带动畜牧业、渔业用电量分别增长8.6%和12.4%。
五是第三产业和城乡居民生活用电量增长是全社会用电量增长的主要拉动力。一季度，第二产业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率为36.4%，同比降低10.4个百分点，是全社会用电量增速回落的重要原因。第三产业、城乡居民生活用电量增长对全社会用电量增长的贡献率分别为30.2%和32.2%，同比分别提高5.0和5.7个百分点；两者贡献率合计达到62.4%，是支撑全社会用电量增长的最主要动力。
六是中西部地区用电量增速领先，绝大部分省份用电量正增长。一季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长3.7%、8.3%、7.3%和2.4%；中部、西部地区用电量占全国用电量的比重均同比提高0.5个百分点；东部和东北地区用电量占比同比分别降低0.8和0.2个百分点。全国31个省份中除青海和黑龙江外，其他29个省份用电量均实现正增长；16个用电量增速高于全国平均水平的省份中，除海南、河北和浙江3个省份外，其余均属于中、西部省份。
（二）电力延续绿色低碳发展趋势，电力投资和投产规模同比下降
一季度，全国主要电力企业合计完成投资908亿元、同比下降16.0%。其中，电源投资下降4.3%，电网投资下降23.5%。截至3月底，全国6000千瓦及以上发电装机容量18.1亿千瓦、同比增长5.9%；全国全口径发电装机容量19.2亿千瓦、同比增长6.4%。电力供应主要特点有：
一是新能源发电以及煤电新增装机规模同比减少。全国新增发电装机容量1788万千瓦，同比少投产716万千瓦。其中，煤电投资同比下降31.3%，新增煤电装机397万千瓦、同比少投产23万千瓦；新增非化石能源发电装机容量1192万千瓦，占新增发电装机总容量的66.7%。3月底，全国并网风电装机容量1.9亿千瓦、同比增长12.7%；全口径并网太阳能发电装机1.8亿千瓦、同比增长29.3%。
二是非化石能源发电量快速增长。一季度，全国规模以上电厂发电量为1.67万亿千瓦时，同比增长4.2%。其中，火电发电量1.27万亿千瓦时、同比增长2.0%；水电发电量2159亿千瓦时、同比增长12.0%；核电发电量770亿千瓦时、同比增长26.1%。全国全口径并网风电、并网太阳能发电量分别为1041、439亿千瓦时，同比分别增长6.1%和26.6%。
三是除水电外的其他类型发电设备利用小时均同比下降。一季度，全国发电设备平均利用小时919小时、同比下降4小时。其中，由于来水情况相对较好，水电691小时、同比提高74小时；火电1083小时、同比下降6小时，其中，煤电1122小时、同比下降3小时，气电603小时、同比下降45小时；核电1655小时、同比下降35小时；并网风电556小时、同比下降37小时；并网太阳能发电283小时、同比下降6小时。
四是110千伏及以下电网投资比重明显提高。一季度，110千伏及以下电网投资占电网总投资的比重为66.5%，同比提高14.7个百分点。全国基建新增220千伏及以上变电设备容量6172万千伏安、同比少投产169万千伏安；新增220千伏及以上输电线路长度5744千米、同比少投产2706千米。
五是跨区跨省送电量较快增长，清洁能源得到大范围优化配置。一季度，全国跨区、跨省送电量分别完成1054和2984亿千瓦时，同比分别增长8.4%和10.2%。
六是电力燃料供需总体平衡，地区性时段性偏紧。一季度，煤炭生产量微增、进口量下降，煤炭供应量增长慢于消费量增长，电煤供需出现地区性阶段性偏紧。电煤价格总体呈现高位上涨特征，2月以来中国电煤采购价格指数CECI各期综合价均超过《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》（发改运行〔2016〕2808号）规定的绿色区间上限，国内煤电企业采购成本仍居高位。
中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）周价格
（三）全国电力供需总体平衡，局部地区在1月出现错避峰
一季度，全国电力供需形势总体平衡。华中区域部分省份高峰时段电力供需偏紧，主要是江西、湖北在1月份受寒潮天气等因素影响出现缺口、采取了错避峰措施；华北、华东、南方区域电力供需总体平衡；东北、西北区域电力供应能力富余。
