江西一季度风电发电量15.07亿千瓦时，同比增长15.21%

5月11日，江西发改委发布能源工作动态，其中提到江西省一季度发电量总体下降，新增装机等因素带动光伏发电量加速提升。一季度，全省全口径发电量289.01亿千瓦时，同比下降10.9%。其中：火电231.98亿千瓦时，同比下降11.51%，利用小时数同比减少155小时；因一季度降雨量同比减少50毫米，全省水电发电量31.05亿千瓦时，同比下降27.62%；受装机容量同比增长15.86%、一季度全省气温较往年偏高等因素带动，全省光伏发电量达10.9亿千瓦时，同比增长75.81%；风电发电量15.07亿千瓦时，同比增长15.21%，风电、光伏发电量占全省发电量9.19%。

原文如下：

一季度全省全社会累计用电量322亿千瓦时，同比下降8.5%，其中制造业、服务业电量受疫情影响损失较大。2月中旬后，省内工业企业复工复产加快推进，复产用电情况排名全国前列，各行业用电形势总体好转。进入二季度，全省用电复苏形势进一步明朗，但用电增速由恢复性增长转为较快增长仍然需要工业、服务业和城乡居民生活用电共同支撑带动。

一、全国及全省用电情况

（一）全国24省用电下降，江西电量损失较为严重。从全国看，一季度完成全社会用电量15698亿千瓦时，同比下降6.53%。24个省、市、自治区用电同比负增长，江西省用电降幅排名全国第7。

从江西省看，我省一季度全社会用电量322亿千瓦时，同比下降8.5%，降幅较前两个月收窄3.65个百分点。其中：一产用电量1.87亿千瓦时，同比下降15.59%；二产用电量194.67亿千瓦时，同比下降4.53%;三产用电量65.7亿千瓦时，同比下降22.59%；城乡居民用电83.71亿千瓦时，同比下降6.64%。

从行业看，省内制造业、服务业电量损失相对较大。全省制造业一季度累计用电量105.86亿千瓦时，同比下降14.83%（全部31个类别中28个同比下降）；服务业一季度累计用电49.3亿千瓦时，同比下降22.55%，其中住宿和餐饮业同比下降达44.31%。

（二）全省用电负荷曲线呈倒梯形。一季度我省用电整体经历了三个阶段：一是1月上中旬，全省处在迎峰度冬用电高负荷阶段，统调最高负荷保持在2000万千瓦；二是从1月下旬开始，受春节及疫情的双重影响，全省用电快速下降并进入持续低谷期（约20天），电量仅为去年年均日用电量的63.41%；三是2月中下旬发布14号令推动全省企业复工复产后用电开始回升，至3月底用电负荷已恢复至去年同期水平。

（三）百户企业用电受损小于平均水平。全省一季度百户用电重点监测（制造业）企业用电量51.12亿千瓦时（占全省制造业用电量48.29%），同比下降7.17%，降幅小于全省制造业总体水平7.66个百分点。其中，23家企业用电量实现同比正增长，主要为防疫医疗相关（富祥药业、天新药业、兰太化工）、信息大数据产业（抚州创世纪）、电子制造业（立讯科技、骏亚电子）。

（四）大工业用户带动全省复产电量快速恢复。2月16日省疫情防控指挥部发布14号令推动企业复工复产后，我省用电量开始迅速恢复（平均每周环比增长6%）。

至3月底，全省9.57万户大工业和一般工商业用户日用电量约2.45亿千瓦时，达去年12月份日均电量的98.15%，高于全国平均值10.21个百分点，排名全国第3（国网区域）。其中：大工业用户日用电量较去年12月份增长9.5%；而包含服务业用户的一般工商业用户用电仅恢复至去年12月份的70.9%。

二、电力生产供应情况

（一）发电量总体下降，新增装机等因素带动光伏发电量加速提升。一季度，全省全口径发电量289.01亿千瓦时，同比下降10.9%。其中：火电231.98亿千瓦时，同比下降11.51%，利用小时数同比减少155小时；因一季度降雨量同比减少50毫米，全省水电发电量31.05亿千瓦时，同比下降27.62%；受装机容量同比增长15.86%、一季度全省气温较往年偏高等因素带动，全省光伏发电量达10.9亿千瓦时，同比增长75.81%；风电发电量15.07亿千瓦时，同比增长15.21%，风电、光伏发电量占全省发电量9.19%。

（二）外区购电较快增长，但西北电量受通道制约同比减少。一季度，全省购入外区电量33.09亿千瓦时，同比增长17.97%，日均购入电力153.19万千瓦。外购电量中，三峡电量13.82亿千瓦时，同比增长22.86%；葛洲坝电量0.63亿千瓦时，同比增长0.84%；华北特高压电量6.44亿千瓦时，同比增长26.33%；西北电量因送电通道受限制约，送入6.53亿千瓦时，同比下降34.66%；湖北、湖南入赣电量分别为2.59、2.47亿千瓦时。一季度，我省开展华中电网电力余缺互剂送出电量930万千瓦时，同比增加49.7%。

（三）电煤进、耗、存、价情况。一季度，全省统调火电厂耗用电煤782.85万吨，同比减少122.64万吨；调入电煤773.13万吨，同比减少123.31万吨，其中长协煤517.28万吨（全年合同量已兑现20.62%）。截至3月底，全省统调电厂电煤库存271.5万吨（当前负荷可用天数27天），同比增加18.36万吨。3月份全省火电厂标煤到厂价格825.7元/吨，同比减少80元/吨。

三、二季度全省电力运行展望

（一）用电预计呈恢复性增长，增速面临不确定性。进入4月，我省用电负荷基本保持在1700万千瓦左右。初步预计，4月份我省全社会用电量达118亿千瓦时，同比增长4%，今年来首次单月电量正增长。需要注意的是，目前省内需要居民消费拉动的生活服务业用电增长情况不及预期，全社会用电增量主要依靠工业制造业拉动。预计我省服务业二季度用电增长依然存在不确定性，对我省全社会用电增长贡献度不容乐观（去年二季度，我省三产和居民用电对增长贡献接近7成）。

（二）机组集中检修制约系统运行裕度。我省统调火电机组正处于春季检修集中期（目前7台机组正在检修），在省间联络线保证送电200万千瓦情况下，全省目前最大电力供应能力仅1750万千瓦，考虑统调最大负荷1700万千瓦，则系统裕度仅剩下50万千瓦；预计在6月份全省火电机组完成上半年检修计划前，我省电力运行将一直处于相对偏紧状态。

（三）电煤价格预计进一步下探。当前5500大卡动力煤（电煤主力煤种）北方港实际成交价已跌破500元/吨，后续电煤价格预计将进一步下探，省内火电厂盈利水平将持续提升；省内各发电集团要积极利用当前电煤低价窗口期，努力提高中长期合同签约率，确保已签订合同按时按量兑现。