2015年4月份，受整体经济增长趋缓、季节性需求回落影响，全社会用、 发电量呈低速增长， 水电出力保持快速增长，抑制火电 需求，火力发电量继续下降。1-4月份，全国电力供需总体宽松。二产用电量持续不振，高载能行业用电量增长乏力，三产和居民用电量增速明显提升，全社会用电量小幅增长，增速同比明显回落。发电装机容量快速增长，大幅高于发电量增速，水电利用小时同比提高，火电和核电利用小时同比显著下降，电源新增容量高于同期，火电在建规模同比明显增加。5月中上旬，全国重点电厂 耗煤 持续回落，预计迎峰度夏之前电力行业 煤炭消费 将持续低迷。
一、电力行业经济运行情况
（一）全社会用电量小幅增长，工业用电量持续不振
4月份，全国全社会用电量4415亿千瓦时，日均环比增长2.6%，同比增长1.3%。分产业看，第一产业用电量77亿千瓦时，同比下降4.2%；第二产业用电量3226亿千瓦时，同比下降1.3%；第三产业用电量538亿千瓦时，同比增长11.2%；城乡居民生活用电量575亿千瓦时，同比增长8.9%。4月份，全国工业用电量3171亿千瓦时，同比下降1.1%，占全社会用电量的比重为71.8%。其中，轻工业用电量575亿千瓦时，同比增长2.0%；重工业用电量2597亿千瓦时，同比下降1.7%。化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼、有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计1394亿千瓦时，同比下降3.0%，增速同比回落7.8个百分点。分地区看，4月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（1.3%）的省份有19个，其中增速超过10%的省份有：西藏（13.4%）、江西（10.9%）和甘肃（10.3%）；全社会用电量增速为负的省份有12个，其中增速低于-5%的省份为云南（-6.1%）。
1-4月份，全国全社会用电量17316亿千瓦时，同比增长0.9%，增速同比回落4.3个百分点。分产业看，1-4月份，第一产业用电量248亿千瓦时，同比下降2.6%；第二产业用电量12305亿千瓦时，同比下降0.8%，占全社会用电量的比重为71.1%，对全社会用电量增长的贡献率为-60.9%；第三产业用电量2287亿千瓦时，同比增长7.9%，增速同比提高1.5个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为105.1%；城乡居民生活用电量2477亿千瓦时，同比增长4.0%，增速同比降低2.5个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为59.9%。全国工业用电量12079亿千瓦时，同比下降0.8%，增速同比降低5.6个百分点，占全社会用电量的比重为69.8%，对全社会用电量增长的贡献率为-60.3%。其中，轻、重工业用电量分别为2014和10065亿千瓦时，同比分别增长1.9%和下降1.3%，增速同比分别降低3.1和6.1个百分点。1-4月份，四大高载能行业用电量合计5250亿千瓦时，同比下降 1.8%，增速同比回落6.3个百分点。
图1 2014～2015年全社会日均用电量
（二）水电发电持续发力，火力发电仍下降
截至4月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量13.4亿千瓦，同比增长8.9%。其中，水电2.66亿千瓦、火电9.25亿千瓦、核电2105万千瓦、并网风电10110万千瓦。
4月份，全国规模以上电厂发电量4450亿千瓦时，日均环比增长2.0%，同比增长1.0%。其中，水力发电量702亿千瓦时，日均环比增长7.3%，同比增长11.5%；火力发电量3409亿千瓦时，日均环比增长0.7%，同比下降2.8%。
1-4月份，全国规模以上电厂发电量17593亿千瓦时，同比增长0.2%，增速同比降低5.4个百分点。其中，水电发电量2414亿千瓦时，同比增长15.3%，增速同比提高3.1个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（604亿千瓦时）、云南（472亿千瓦时）和湖北（311亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的57.4%，同比增速分别为19.1%、12.6%和16.5%。火电发电量13919亿千瓦时，同比下降3.5%，增速比上年同期降低7.8个百分点。各省中，只有新疆增长较快（25.2%），22个省份火电发电量出现负增长，云南（-25.2%）、四川（-26.6%）和西藏（-81%）同比下降超过20%。全国核电发电量477亿千瓦时，同比增长32.6%。全国6000千瓦及以上风电厂发电量651亿千瓦时，同比增长27%，增幅比上年同期提高17.5个百分点。
图2 2014～2015年全国规模以上电厂日均火电发电量
（三）水电利用小时同比提高，火电和核电利用小时同比显著下降
1-4月份，全国发电设备累计平均利用小时1277小时，同比下降111小时，降幅同比扩大75小时。
分类型看，1-4月份，全国水电设备平均利用小时866小时，同比提高57小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，云南、湖南和青海同比分别下降163小时、57小时和20小时，四川增长50小时， 贵州 、广西同比分别提高397小时、369小时。全国火电设备平均利用小时1462小时，同比下降158小时，降幅比2014年同期扩大161小时；其中青海2091小时，海南、宁夏、 江苏 、江西、新疆、 河北 、 陕西 和贵州超过1600小时；云南和西藏火电设备利用小时低于1000小时，分别为679小时和44小时；与上年同期相比，共有27个省份火电利用小时同比下降，其中，重庆、宁夏、北京和四川下降超过300小时。全国核电设备平均利用小时2187小时，同比下降166小时。全国风电设备平均利用小时672小时，同比上升17小时。
（四）电源新增容量高于同期，火电在建规模同比明显增加
1-4月份，全国基建新增发电生产能力2428万千瓦，比上年同期多投产446万千瓦。其中，水电300万千瓦、风电238万千瓦，分别比去年同期少投产227和65万千瓦；火电1399万千瓦、太阳能382万千瓦，分别比去年同期多投产396和341万千瓦；核电109万千瓦，与去年同期持平。
1-4月份，全国电网建设新增220千伏及以上变电设备容量（交流）6782万千伏安，交流线路长度9894千米，分别比上年同期多投产680万千伏安和少投产388千米。
（五）供发电标准煤耗继续下降，电力行业耗煤负增长
1-4月份，全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗309克/千瓦时，同比降低6克/千瓦时；发电标准煤耗292克/千瓦时，同比降低4克/千瓦时。
4月份，全国重点电厂耗煤9077万吨，同比下降9.2%；1-4月份，重点电厂耗煤38689万吨，同比下降10.6%。
1-4月份，全国供热量为141261万百万千焦，同比增长2.7%，供热耗用原煤量8440万吨，同比下降0.4%。
二、电力行业运行影响因素分析及发展动向
（一）进入五月份电煤需求继续下降
进入5月份，季节性需求处于淡季，水电出力继续上升，用电耗煤需求继续回落。数据显示，上旬，全国重点发电企业日均供煤279万吨，比上月减少3万吨，下降1.1%，同比下降14.4%；日均耗煤291万吨，比上月减少12万吨，下降4%，同比下降6.7%。中旬，全国重点发电企业日均供煤292万吨，比上月增加10万吨，增长3.5%，同比下降11.2%；日均耗煤295万吨，比上月减少8万吨，下降2.6%，同比下降6.6%。截止5月20日，电厂库存5596万吨，比上月末减少29万吨，下降0.5%，同比下降24.7%； 存煤 可用18天，与上月末持平。
（二）我国完善跨省跨区电力市场化交易价格机制
国家发展改革委日前发布《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》（发改价格[2015]962号）。通知明确，跨省跨区送电由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，在贯彻落实国家能源战略的前提下，按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制。国家鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省跨区送电项目业主和电价；鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，并以中长期合同形式予以明确。通知还附上了向家坝、溪洛渡和雅砻江梯级水电站跨省跨区送电价格的协调结果。此文件是新电改文件下发以后发改委出台的第四个相关配套文件，前三个文件分别是《关于改善电力运行 调节促进清洁能源多发满发的指导意见》（发改运行[2015]518号）、《关于做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》（发改运行[2015]703号）以及《关于贯彻中发[2015]9号文件精神 加快推进输配电价改革的通知》。
（三）“十二五”第五批风电核准计划3400万千瓦
4月28日，国家能源局公布“十二五”第五批风电项目核准计划，项目共计3400万千瓦，超出业界预期。从2011年开始，我国已经下发四批风电项目核准计划，历次项目总装机容量分别为2683万千瓦、2528万千瓦、2797万千瓦和2760万千瓦。从装机容量来看，第五批风电项目核准计划的规模是“十二五”期间五批核准计划中最大的一批，同比增长25%。从本批次核准计划项目区域分布来看，中东部和南方地区核准规模创历史新高。其中华东地区480万千瓦，华中地区827万千瓦，华南地区865万千瓦，总计核准规模达2172万千瓦，占全部计划的65%，较第四批增加788万千瓦，同比增长57%。
从目前情况看，国家能源局引导风电向消纳条件好的区域布局的努力已经取得了良好的成效，随着我国低风速风电技术的快速进步，中东部和南方地区风电已经步入规模化发展，预计“十三五”时期，风电将对上述地区拉动投资和调整能源消费结构起到重要作用。数据显示，截至今年3月底，累计并网容量10107万千瓦，提前完成风电“十二五”规划目标。据悉，为了能使风电产业发展得再快一些，确保2020年非化石能源占比15%目标的实现，国家能源主管部门或计划将“十三五”最低目标从2亿千瓦调整到2.5亿千瓦，目前来看产业环境已经足以能够支撑行业发展。
