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| 1 | 电力供需分析 | {
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"power_transmission.file_title": "中电联发布2017年上半年全国电力供需形势分析预测报告",
"power_transmission.file_content": " 上半年，经济运行保持在合理区间，稳中向好态势趋于明显。全国电力供需总体宽松，部分地区电力供应能力富余。全社会用电量同比增长6.3%，增速同比提高3.6个百分点，延续了2016年下半年以来的较快增长势头。第二产业用电量同比增长6.1%，拉动全社会用电量增长4.4个百分点，是全社会用电量增长的主要动力。第三产业用电量同比增长9.3%，拉动全社会用电量增长1.2个百分点；所占全社会用电量比重为13.7%，同比提高0.4个百分点。受上年同期高基数、一季度气温偏暖等因素影响，居民生活用电量同比增长4.5%，为近十年同期第二低增速。 上半年，全国规模以上电厂发电量同比增长6.3%；6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.3亿千瓦，同比增长6.9%，供应能力充足。煤电有序发展效果明显，煤电投资同比下降29.0%、煤电新增装机规模同比下降48.3%。电源结构及布局持续优化，新增非化石能源发电装机占新增总装机的73.4%，比重同比提高20个百分点；东、中部地区新增风电、太阳能发电装机占比分别达到57.9%和76.1%。电力企业多措并举有效促进新能源消纳，弃风弃光问题有所缓解，风电设备平均利用小时同比提高67小时，太阳能发电设备平均利用小时同比提高39小时。全国煤炭供需平衡偏紧，各环节库存下降，电煤价格高位上涨，煤电企业电煤成本大幅攀升，大部分发电集团煤电板块持续整体亏损。 受2016年下半年高基数等因素影响，预计今年下半年全社会用电量增速略高于4%，全年同比增长5%左右、与上年总体持平；若迎峰度夏期间出现长时间大范围极端高温天气，则全年全社会用电量增速将可能略高于5%。预计全年新增装机略超1亿千瓦，年底发电装机容量达到17.6亿千瓦左右，非化石能源发电装机占比进一步提高至38%左右。预计下半年全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。电煤价格继续高位运行，市场交易电量降价幅度较大、且规模继续扩大，发电成本难以有效向外疏导，预计煤电企业将持续亏损，发电企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。 一、上半年全国电力供需状况 （一）全社会用电量增速同比提高，二产用电量较快增长是主要拉动力 上半年，全国全社会用电量2.95万亿千瓦时、同比增长6.3%，为2012年以来同期最高增长水平，增速同比提高3.6个百分点。用电较快增长的原因主要有四个方面：一是宏观经济总体延续稳中向好，工业增加值、社会消费品零售总额、基础设施投资、外贸出口等关键指标增速回升。二是工业品市场供需关系有所改善，市场价格回升，企业生产形势明显好转，拉动用电增长。三是高技术产业、装备制造业等新技术以及新产业新业态快速发展，带动用电速度快速增长，逐步孕育出拉动全社会用电量增长的又一重要力量。四是上年同期基数相对偏低。 上半年电力消费主要特点有： 一是第二产业及其制造业用电较快增长。第二产业及其制造业用电量同比分别增长 6.1%和7.0%，增速同比分别提高5.6和7.3个百分点，分别拉动全社会用电量增长4.4和3.7个百分点。宏观经济稳中向好以及上年同期低基数是第二产业及其制造业用电较快增长的主要原因。 传统产业中的有色金属冶炼、石油加工炼焦及核燃料加工业、化学纤维制造业、木材加工及制品和家具制造业等4个行业用电量增速超过10%。其中，有色金属冶炼行业用电增长对全社会用电量增长的贡献率达19.3%。代表工业转型方向、高技术制造比例较高的通用及专用设备制造业、交通运输电气电子设备制造业、医药制造业用电量同比分别增长10.2%、9.7%和7.6%；三个行业合计用电量比重(7.5%)比上年同期提高0.2个百分点，成为电力消费结构调整的亮点。 二是第三产业用电快速增长，生产性服务业用电形势好于消费性服务业。第三产业用电量同比增长9.3%，拉动全社会用电量增长1.2个百分点。其中，信息传输计算机服务和软件业用电量增长14.3%，延续近年来用电快速增长势头。交通运输仓储和邮政业用电量增长12.9%，主要是在高铁、动车快速发展以及电动汽车快速推广的拉动下，城市公共交通、电气与铁路用电同比分别增长26.0%和14.2%。 三是城乡居民生活用电量增速同比回落，为近10年来同期第二低增速。受上年同期高基数以及一季度气温偏暖等因素影响，居民生活用电量同比增长4.5%，增速同比降低3.2个百分点；拉动全社会用电量增长0.6个百分点，拉动率比上年同期降低0.4个百分点。 四是各地区用电增速均同比提高，西部地区增速领先。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.3%、6.1%、9.0%和3.9%，增速同比分别提高1.7、2.7、8.1和3.3个百分点。东、西部地区对全国用电量增长的拉动大，分别拉动2.6和2.4个百分点；西部地区受上年低基数和今年高耗能行业用电明显回升的拉动，用电增速大幅提高。 （二）发电投资及新增装机同比减少，电力供应能力增长放缓 上半年，电源投资节奏继续放缓、结构继续清洁化、布局进一步优化，弃风弃光问题有所缓解，电力供给侧结构性改革成效明显。全国主要电力企业总计完成投资同比增长1.6%；其中，发电企业有效控制投资节奏，电源完成投资同比下降13.5%。电网企业贯彻落实国家配电网建设改造行动计划及新一轮农村电网改造升级等政策，完成投资同比增长10.0%；其中，110千伏及以下电网投资占比达到54.9%。 上半年，全国基建新增发电装机5056万千瓦，同比少投产643万千瓦；其中，新增非化石能源发电装机占新增总装机比重为73.4%，同比提高20个百分点。截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量为16.3亿千瓦、同比增长6.9%，增速同比降低4.3个百分点。全国规模以上电厂发电量2.96万亿千瓦时，同比增长6.3%。 上半年电力供应主要特点有： 一是火电完成投资和新增装机规模双降，火电设备利用小时同比提高。火电完成投资同比下降17.4%，其中，煤电完成投资同比下降29.0%。全国基建新增火电装机容量1421万千瓦、同比少投产1290万千瓦；其中，煤电投产1112万千瓦、同比少投产1037万千瓦。煤电投资及投产规模大幅减少，反映出国家促进煤电有序发展系列政策措施效果持续显现。截至6月底，全国6000千瓦及以上火电装机容量10.6亿千瓦、同比增长4.6%，增速同比降低3.3个百分点。在电力消费需求较快增长、水电发电量下降等因素拉动下，全国规模以上电厂火电发电量同比增长7.1%；全国火电设备平均利用小时2010小时（其中煤电2040小时）、同比提高46小时。 二是水电发电量负增长，设备平均利用小时同比下降。全国基建新增水电装机564万千瓦、同比多投产126万千瓦。截至6月底，全国6000千瓦及以上水电装机3亿千瓦（其中抽水蓄能装机2769万千瓦）、同比增长4.2%。受上年同期高基数以及上年底蓄能值偏低等因素影响，全国规模以上电厂水电发电量同比下降4.2%；全国水电设备平均利用小时1514小时、同比降低144小时。 三是并网风电新增装机超半数布局在东、中部地区，弃风问题明显缓解。新增并网风电装机容量601万千瓦、同比多投产27万千瓦；其中，东、中部地区新增风电装机占比达到57.9%，风电布局呈现出向东、中部地区转移趋势。6月底，全国并网风电装机容量1.54亿千瓦、同比增长12.0%；全国6000千瓦及以上电厂并网风电发电量1490亿千瓦时、同比增长21.0%，明显超过装机容量增速。在有关部门和电力企业的共同努力下，弃风问题有所缓解，全国风电利用小时数984小时、同比提高67小时；其中，东北、西北地区风电设备平均利用小时数同比分别提高92和173小时。 四是并网太阳能发电装机和发电量持续快速增长，设备利用小时同比提高。上半年，全国新增并网太阳能发电装机2362万千瓦、同比增加602万千瓦；其中，6月份太阳能新增装机规模占上半年的比重达到50.5%。从布局上看，东、中部地区太阳能新增规模占全国的比重达到76.1%。截至6月底，全国并网太阳能发电装机容量为9797万千瓦、同比增长53.8%，占总发电装机容量比重为5.9%。全国并网太阳能发电量501亿千瓦时、同比增长74.3%。太阳能发电设备平均利用小时630小时、同比提高39小时，弃光问题有所缓解。 五是核电新投产一台机组，发电量及设备平均利用小时均同比增长。广东阳江核电站4号机组（109万千瓦）投产，截至6月底，全国核电装机3473万千瓦、同比增长17.3%。全国核电发电量同比增长19.6%；核电设备平均利用小时3406小时、同比提高59小时。 六是跨区跨省送电较快增长。全国完成跨区送电量1680亿千瓦时、同比增长6.9%。全国跨省送电量4804亿千瓦时、同比增长8.3%。 七是煤炭供应平衡偏紧，煤电企业电煤成本大幅攀升、经营形势严峻。全国煤炭供需平衡偏紧，各环节库存下降，电煤价格高位上涨，煤电企业燃料成本大幅攀升，大部分发电集团煤电板块持续整体亏损，发电行业效益大幅下滑。 （三）全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩 上半年，全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩。其中，华北区域电力供需总体平衡；华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余；东北和西北区域电力供应能力相对过剩。 二、下半年全国电力供需形势预测 （一）全年电力消费走势前高后稳，年度增速与上年大体持平 综合宏观经济形势、外贸出口、服务业发展、电能替代、房地产及汽车行业政策调整、气温等方面因素，预计全年电力消费增长呈前高后稳走势。考虑到2016年下半年高基数因素形成的下拉影响（2016年下半年全社会用电量增长7.2%，比上半年增速2.7%提高4.5个百分点），预计今年下半年全社会用电量增速略高于4%；全年全社会用电量同比增长5%左右，增速与上年大体持平。若全国出现长时间大范围极端高温天气，则将导致全年全社会用电量增速略高于5%。 （二）全国电力供应能力充足，电煤供应平衡偏紧 预计下半年全国基建新增装机容量6000万千瓦，全年全国新增发电装机1.1亿千瓦左右，其中，新增非化石能源发电装机6500万千瓦左右。预计2017年底全国发电装机容量将达到17.6亿千瓦、同比增长7%左右；其中，非化石能源发电6.7亿千瓦，占总装机容量比重38%，比上年提高1个百分点左右。预计下半年电煤供应将延续平衡偏紧局势，若迎峰度夏期间出现持续大范围极端高温天气、水电欠发、运力受限等因素交织叠加的情况，局部地区部分时段将可能出现电煤供应紧张局面。 （三）电力供需维持总体宽松，全年火电设备利用小时数接近上年 预计下半年全国电力供需总体继续宽松，东北、西北电网区域电力供应能力相对过剩。受7月中旬大范围高温天气影响，多地电网负荷创历史新高，华北地区电力供需偏紧。预计全年全国发电设备利用小时3720小时左右，其中火电设备利用小时4150小时左右，好于年初预期。 三、有关建议 （一）落实迎峰度夏工作方案及预案，确保电力系统安全稳定运行 当前全国电力供需总体宽松，但在极端气候条件下部分地区仍存在电力供应偏紧甚至紧张情况，应积极应对高温热浪等气温因素带来的负荷突变，始终把电力系统安全稳定运行放在首位，防止发生大面积停电，保障生产生活用电需求，为党的十九大顺利召开提供坚强的电力保障。 一是制定并落实相关方案和预案。相关地方及企业应严格贯彻落实国家发展改革委《关于做好2017年迎峰度夏期间煤电油气运保障工作的通知》（发改运行〔2017〕1129号），统筹做好煤电油气运保障工作。 二是加强省间互济，做好余缺调节。针对部分电力供需偏紧的地区，充分利用高峰时间段差异，增加省间、区域间高峰电力保障能力，消除省间壁垒，根据需要及时组织临时交易，实现省间互济、余缺调节。 三是加强电力需求侧管理。综合运用财政、税收、物价等政策杠杆，完善峰谷分时电价，精细化做好有序用电工作，平抑高峰负荷需求。通过多平台及时发布电力供需信息，创新推广“虚拟电厂”等需求侧管理形式，引导社会积极参与有序用电，营造良好供电、保电环境。 四是密切关注持续高温大负荷和强雷雨等自然灾害，确保电力系统安全稳定运行。高温天气会促使降温负荷陡增，自然灾害、外力破坏是导致线路跳闸的首要因素。部分输电线路负载过重,负荷高峰时段满负荷、超负荷运行,电网安全稳定运行面临不确定性。建议密切关注天气变化，做好短期电力负荷预测，及时优化调整电力交易安排。加强输变电设备运维管理，做好各类灾害天气和突发事件的应对措施，保障大坝、电力设施安全度汛。 （二）强化迎峰度夏和度冬期间电煤供应，保障电力稳定供应 针对当前电煤供应持续偏紧、用电需求较快增长的形势，要密切关注迎峰度夏、度冬期间电煤供应季节性矛盾。尤其当前已进入迎峰度夏保供应关键期，降温负荷拉动用电需求持续较快增长，应全力保障煤炭充足供应，确保迎峰度夏形势的平稳有序。 一是加快推进煤炭优质产能释放，有效增加煤炭市场供给量。各地方及企业应严格贯彻落实发改运行〔2017〕763号、发改运行〔2017〕1129号文件精神，落实“放管服”要求，加快推进煤炭优质产能释放。抓紧对部分符合条件的优质产能煤矿重新核定生产能力；积极协调和组织具备条件的煤矿加紧落实产能置换方案；各地应针对停工停产煤矿进行认真梳理、提出分类处置措施，对具备条件的抓紧组织复工复产验收，力争应复尽复；不应以简单停产方式应付安全生产、环保等检查。严格限制部分地区通过“煤管票”等行政行为变相操控煤炭产量。统筹协调好控制劣质煤进口与保证电煤有效供应，充分考虑电煤需求的季节性特征，合理缩短迎峰度夏期间进口煤检验周期。 二是有效保障各环节煤炭库存维持在合理水平。建议合理引导和有效监管煤炭流通企业、生产企业和主要用户的煤炭库存水平；确保环渤海港口库存维持合理水平，并重点关注蒙西、东北、京津唐等地区电煤库存，防止出现缺煤停机。 三是由有关政府部门牵头，加强运力、中长期合同执行的协调和监管。建议有关部门及时有效协调出现的问题，确保迎峰度夏期间重点地区的电煤运输，尤其保障大秦、蒙冀、朔黄等重点铁路运力。 （三）完善调控政策和协同机制，改善电力企业经营环境 煤电企业多重矛盾交织叠加，导致企业连续亏损、经营形势日趋严峻，应引起广泛重视。建议在市场秩序、价格机制、调控政策等方面改善发电企业经营环境，避免行业风险进一步聚集。 一是密切关注煤炭市场波动，有效引导价格合理回归。建议加快推进煤炭优质产能释放以增加煤炭市场供给量；进一步规范和完善煤炭价格指数体系，提高客观性、准确性、及时性；积极引导社会舆论，从严查处价格欺诈、囤积居奇、哄抬价格等违法行为，尽快将煤价下调至绿色区间。 二是合理疏导发电成本，继续完善煤电价格机制。建议引导发电企业加强燃料成本预测和竞价策略研究，在电力市场交易中充分考虑燃料成本波动，合理疏导发电成本。调整环保电价的补偿方式，将市场化交易电量环保补贴的分担方式调整为“价外补贴”；尽快研究将供热电厂供热部分的电价纳入环保电价补偿范围。对以清洁能源为主的电网推行火电机组备用容量补偿机制，尤其针对长期为清洁能源发电提供调峰、调频、备用等辅助服务的煤电机组逐步实施两部制电价，缓解火电企业存在严重的生存问题，引导煤电行业转型升级。 三是加强政策执行监督，确保相关政策落地。国家出台《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》（发改价格〔2017〕1152号）等文件，对于缓解煤电企业经营困难具有重要意义，建议相关部门加强对该项政策落实的监督，确保政策落地。 四是出台煤电停缓建配套政策，缓解企业经济损失。充分考虑煤电“去产能”停缓建政策，对行业和企业带来的较大安全隐患和经济损失。客观评估由于投资方、设计、施工、监理和制造等多方面合同协议和审批文件的变更处理，所带来的工程违约索赔费用、设施防护和设备保护费用、支付已贷款项利息等。研究出台财税、利率等方面的配套政策，缓解停缓建给企业带来的财务成本、安全处置成本、违约成本等经济损失，妥善解决相关人员安置问题。 （四）及时化解新问题，稳妥有序推进电力体制改革 随着电力市场化交易规模的扩大，各省级电力市场的相继建立，电力体制改革已逐步进入新的阶段。建议认真总结部分地区电力市场建设中暴露的问题，进一步完善交易体系，提高改革质量和效果。 一是进一步完善市场体系。建议进一步规范市场准入、输配电价核定、电力交易机构设置等关键环节，健全电力市场主体信用体系建设，建立守信激励和失信惩戒机制，加强直接交易合同约束力，保障合同有效执行。 二是进一步加强监督指导。建议加强对各省级电力市场交易工作的指导监管，制定颁布统一的具有强制性的市场准入规则、市场交易规则等范本，及时纠正带有地方保护色彩的不合理政策，维护电力市场秩序，防止行政干预盲目降价，促进电改健康有序开展。 三是进一步开展重点问题研究。建议针对改革中出现的电量放开比例问题、法律问题、合同执行等重点、热点问题开展广泛讨论，深入研究。综合考虑系统安全、装机结构、负荷特性、供需形势以及行业企业经营形势等多因素，研究确定市场交易电量比例的合理阈值和放开节奏；针对交易双方的市场行为，加强法律研究，明确标准、合理引导；针对交易合同执行中出现的履约率低、拖欠电费等问题，逐步建立电费清缴机制，并研究建立违约行为与诚信机制、电力市场准入清出机制的关联机制。",
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"power_transmission.file_content": " 一季度，宏观经济运行延续稳中向好的发展态势，今年春节较早以及气温偏暖促进节后开工复产较快，加上上年同期低基数等因素影响，全社会用电量同比增长6.9%，增速同比提高3.7个百分点，延续了2016年下半年以来的较快增长势头。在制造业用电量同比增长9.0%的拉动下，第二产业用电量同比增长7.6%，对全社会用电量增长贡献率为75.5%，是一季度全社会用电量较快增长的主要原因；第三产业和城乡居民生活用电量分别增长7.8%和2.8%，增速均同比下降，暖冬和上年同期高基数是主要原因。3月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.1亿千瓦，同比增长7.7%，供应能力充足；电源投资节奏继续放缓、结构继续清洁化，中东部地区新能源投资和投产占比持续提高，煤电投资和新增装机规模均同比减少，电力供给侧结构性改革成效明显；电网企业加大风电等新能源跨省区外送，风电供暖、替代燃煤自备电厂发电等增强风电就地消纳能力,风电弃风问题明显缓解。全国电力供需总体宽松、部分地区相对过剩，煤炭各环节库存下降、电煤供应偏紧、煤电企业燃料成本大幅攀升，部分大型发电集团煤电板块已整体亏损。 展望后三季度，预计电力消费需求呈前高后低走势，上半年全社会用电量增速为6%左右，全年增速比2016年略有回落；预计全年新增装机略超1亿千瓦，年底发电装机容量达到17.5亿千瓦左右，非化石能源发电装机占比进一步提高至38%左右；全年全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。火电设备利用小时进一步降至4080小时左右，电煤价格继续高位运行，部分省份电力用户直接交易降价幅度较大、规模继续扩大，发电成本难以有效向外疏导，煤电企业效益将进一步被压缩，发电企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。 一、一季度全国电力供需状况 （一）电力消费继续较快增长，二产用电增速明显提高 一季度，全国全社会用电量1.45万亿千瓦时、同比增长6.9%，为2012年以来同期最高增长水平，增速同比提高3.7个百分点，比上年四季度微升0.4个百分点。全社会用电量保持较快增长的主要原因：一是宏观经济运行稳中向好，工业企业效益明显改善、生产形势较好，带动用电量较快增长，当季工业用电对全社会用电量增长的贡献率达到75%。二是今年春节较早以及气温偏暖，加之企业普遍对市场预期持积极态度，节后企业开工复产情况明显好于上年。三是上年同期低基数一定程度上拉高了当季用电增速。 电力消费主要特点有： 一是制造业用电强势反弹，拉动第二产业用电快速增长。第二产业用电量同比增长7.6%，增速同比提高7.4个百分点。主要是因固定资产投资增速回升尤其是基建投资高速增长，同时，PPP项目加速落地，企业预期较好，加大生产力度，制造业用电量实现9.0%的快速增长；此外，上年同期第二产业用电仅增长0.2%导致低基数也是重要原因。化工、建材、黑色、有色等四大高耗能行业合计用电量同比增长9.4%，是制造业用电快速增长的主要原因。在上年同期低基数以及今年以来价格总体上涨、企业效益明显好转的情况下，黑色、有色金属冶炼行业用电量同比分别增长12.8%、16.0%，两行业合计对制造业用电量增长的贡献率达到53%，对全社会用电量增长的贡献率达到34%。 一季度，20个制造业行业用电量均同比正增长，除有色、黑色金属冶炼行业外，化学纤维制造业、石油加工炼焦及核燃料加工业、木材加工及制品和家具制品业、通用及专用设备制造业、橡胶和塑料制品业、交通运输电气电子设备制造业、医药制造业、金属制品业用电量增速也均超过8%。 二是第三产业用电量继续较快增长，增速同比下降。第三产业用电量同比增长7.8%，增速同比下降3.2个百分点。其中，交通运输仓储和邮政业用电量同比增长12.0%，主要是电气化铁路用电量增长13.0%的拉动，与近年来我国传统铁路电气化改造以及高铁、动车快速发展趋势相吻合；信息传输计算机服务和软件业用电同比增长13.3%，延续近年来用电快速增长势头；商业、住宿和餐饮业用电增长4.8%、增速同比下降4.8个百分点。 三是城乡居民生活用电量增长缓慢。城乡居民生活用电量同比增长2.8%，增速同比降低8.0个百分点。主要原因：一是受上年同期气温偏冷，以及多一天导致的高基数影响；二是今年气温偏暖因素影响，2016年12月至2017年2月为1961年以来最暖冬季，影响取暖负荷及用电增长。 四是第二产业尤其是四大高耗能行业用电量比重同比提高。第二产业用电量快速增长，拉动全社会用电量增长5.2个百分点，成为电力消费增长的主要拉动力，第二产业占全社会用电量比重同比提高0.4个百分点，其中，四大高耗能行业比重提高0.7个百分点。第三产业比重同比提高0.1个百分点；城乡居民生活用电量比重降低0.6个百分点。 五是各地区用电增速均同比提高，西部地区增速领先。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长6.0%、6.2%、9.5%和4.9%，增速同比分别提高1.9、1.5、8.5和3.5个百分点。西部地区受高耗能行业增速同比大幅回升影响，用电增速大幅提高；东、西部地区对拉动全国用电量增长的贡献较大，分别为2.9和2.5个百分点；中部和东北地区分别拉动1.2和0.3个百分点。 （二）电力供应能力持续提高，发电投资及新增装机规模均同比减少 一季度，电源投资节奏继续放缓、结构继续清洁化、布局进一步优化，风电弃风问题明显缓解，电力供给侧结构性改革成效明显。全国主要电力企业总计完成投资同比下降4.8%，其中，电网完成投资同比增长2.1%，110千伏及以下电网投资占53.0%；电源投资同比下降17.3%，各类型电源完成投资均不同程度下降。全国基建新增发电装机2187万千瓦，同比少投产628万千瓦，其中，新增非化石能源发电装机占一半。截至3月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量为16.1亿千瓦，同比增长7.7%，增速同比下降4.0个百分点。全国规模以上电厂发电量1.46万亿千瓦时，同比增长6.7%。 电力供应主要特点有： 一是火电完成投资和新增装机容量双降，设备利用小时同比提高。火电完成投资同比下降5.0%，其中，煤电完成投资同比下降24.4%。全国基建新增火电装机容量1139万千瓦、同比少投产607万千瓦，其中煤电新增983万千瓦、同比少投产381万千瓦。煤电投资下降和新增装机规模减少，反映出国家自上年以来出台的促进煤电有序发展系列政策措施效果继续显现。截至3月底，全国6000千瓦及以上火电装机容量10.6亿千瓦、同比增长5.0%。在电力消费需求持续较快增长、水电发电量下降等因素影响的拉动下，火电发电量同比增长7.4%，设备利用小时同比提高31小时。 二是水电发电量、利用小时均同比下降。水电完成投资同比下降13.2%，全国基建新增水电装机193万千瓦、同比多投产34万千瓦。受来水偏枯和上年底蓄能值相对偏低的影响，全国规模以上电厂水电发电量同比下降4.1%；全国水电设备利用小时623小时、同比降低68小时。 三是并网风电发电装机及发电量高速增长，弃风问题有所缓解。全国新增风电装机容量352万千瓦，同比多投产101万千瓦，其中，中、东部地区省份新增装机规模合计占全国比重接近一半，布局得到进一步优化。截至3月底，全国并网风电装机容量1.51亿千瓦、同比增长12.9%；全国6000千瓦及以上电厂并网风电发电量同比增长25.2%，明显高于装机容量增速。全国风电设备利用小时数468小时、同比提高46小时；部分大型发电集团数据反映，一季度“三北”地区弃风率同比降低了8个百分点左右。今年以来有关部门和企业认真贯彻落实中央精神，通过开展风电跨省区市场化交易、替代燃煤自备电厂发电、合理安排火电机组深度调峰、开展电力辅助服务市场试点等工作，积极促进风电等新能源消纳，是当季风电设备利用小时同比提高、弃风问题缓解的主要原因。 四是并网太阳能发电装机和发电量持续快速增长，设备利用小时同比提高。一季度全国新投产并网太阳能发电装机394万千瓦、同比少投产48万千瓦，东、中部地区太阳能新增规模占全国的比重达到80.6%，开发布局明显优化。太阳能发电装机容量同比增长70.6%，6000千瓦及以上电厂并网发电量同比增长78.4%，设备利用小时275小时、同比提高11小时。 五是核电装机及发电量快速增长，设备利用小时持续下降。截至3月底，全国核电装机3473万千瓦、同比增长23.4%；核电发电量同比增长16.3%；设备利用小时1631小时、同比降低14小时。与上年同期相比，福建、浙江和江苏设备利用小时分别提高294、184和157小时，其余省份设备利用小时均有所回落。 六是跨区跨省送电实现快速增长。跨区送电量增长12.6%、增速同比提高7.8个百分点，跨区送电量的增长主要是电网公司积极通过特高压外送消纳西北新能源以及西南水电。跨省输出电量增长9.3%、增速同比提高5.7个百分点。南方电网区域西电东送电量同比下降2.9%，贵州受电煤供应短缺及乌江流域来水偏枯的影响，送出电量下降较多。 七是各环节煤炭库存下降、电煤供应偏紧，发电用天然气供应总体平稳。煤炭消费需求明显好于上年同期，煤炭生产供应不足，原煤产量下降0.3%，煤炭进口量环比减少14.1%，各环节煤炭库存明显下降，电煤供应偏紧。电煤价格年初出现短暂回落，但回落时间和幅度都小于往年，2月下旬后再次上涨。一季度，天然气供应能力持续上升，全国大部分地区气温偏暖导致天然气消费需求放缓，全国天然气供需总体平衡，发电用天然气供应总体有保障。 （三）全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩 一季度，全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩。分区域看，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余，东北和西北区域电力供应能力相对过剩。 二、后三季度全国电力供需形势预测 （一）全社会用电量增速前高后低，全年增速低于上年 综合考虑宏观经济形势、服务业发展趋势、电能替代、房地产及汽车行业政策调整、气温等因素，预计上半年全社会用电量增长6%左右，增速超过上年同期。受去年下半年高基数影响，预计今年下半年电力需求增速将有所放缓，全年呈前高后低走势，全年增速略低于上年。 （二）全年新增装机容量约1亿千瓦，非化石能源占比持续提高 预计全年全国基建新增发电装机1.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机6000万千瓦左右，煤电5000万千瓦。预计2017年底全国发电装机容量将达到17.5亿千瓦，其中非化石能源发电6.6亿千瓦、占总装机比重将上升至38%左右。 （三）电力供需影响因素较多，受电煤供应和气候影响较大 后三季度，影响电力供需的因素主要有：一是电煤供需形势存在不确定性。二是煤电企业经营形势严峻，大面积亏损将可能影响到煤电企业经营生产。三是气象部门预测夏季全国大部分地区气温正常到偏高，华北和西北地区东南部、西南地区东北部高温日数偏多；汛期我国降水总体呈现“北少南多”的特征。 （四）全年电力供需总体宽松，火电设备利用小时数同比下降 预计后三季度全国电力供需总体继续宽松，部分地区相对过剩。其中，华北电网区域电力供需总体平衡,华东、华中、南方电网区域电力供需总体宽松,东北、西北电网区域电力供应能力相对过剩。预计全年全国发电设备利用小时3680小时左右，其中火电设备利用小时将下降至4080小时左右。 三、有关建议 （一）改善企业经营困境，促进电力工业平稳健康发展 当前，煤电企业多重矛盾交织叠加，导致企业连续亏损、经营形势日趋严峻，企业掺烧煤泥比重提高、燃烧煤质降低，电力系统安全风险上升，应引起广泛重视。建议在降煤价、顺电价、规范交易、补历史欠账和推广电能替代等方面改善发电企业经营环境，避免行业风险进一步聚集。 一是尽快有效引导煤炭市场价格回归至合理区域。当前，解决煤电企业经营困难、避免成本增加向电力用户传导的最关键、最有效的途径是合理下调煤价，降低燃料成本。一方面，多途径加大煤炭市场供给量，推动电煤市场尽快实现供需平衡；另一方面，进一步规范煤炭价格形成机制，并加强价格监管，从严查处价格垄断、囤积居奇、哄抬价格等违法行为，避免价格信号失真误导市场预期，扰乱市场秩序。 二是尽快完善煤电联动机制，分地区启动煤电联动。当前，煤价持续高位运行，涨价趋势不减，煤电企业半数亏损并逐步扩大，预计今年底极有可能陷入全行业亏损。建议尽快启动煤电联动，合理疏导发电成本；进一步完善《国家发展改革委关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（发改价格〔2015〕3169号）确定的联动机制，改变煤电联动全国范围一刀切的模式，根据各地区电煤价格涨跌变化的实际情况，分地区启动煤电联动；合理缩短煤电联动调整周期，半年一次为宜；根据当前边界条件发生的重大变化，重新调整电价测算方法，取消“联动系数分档累退机制”，提高煤电联动机制的科学性、合理性。 三是规范市场交易，有序推进电力体制改革。建议认真总结部分地区电力市场建设中暴露的问题，进一步完善交易体系。在保证行业企业运行在健康可持续发展的大前提下，加强统筹协调，有序放开市场交易电量，稳妥推进市场化改革；加强对各省级电力市场交易工作的指导和监管，及时纠正带有地方保护色彩、不利于资源在全国大范围优化配置的不合理政策；以电力系统安全稳定运行为原则，充分发挥电力调度机构在电力平衡以及交易安全校核中的作用、强化调度指令严肃性。 四是妥善解决可再生能源电价补贴拖欠和直接交易电量环保电价补贴回收难的问题。建议研究简化可再生能源补贴申报、拨付流程，尽快解决补助资金历史欠账问题；扩大补贴资金来源渠道，尽快推动可再生能源绿色电力证书制度落地，完善可再生能源发展长效机制。针对部分参与市场交易的电量无法得到应有的环保补贴问题，将煤电环保电价补贴调整为“价外补贴”，保障企业巨额环保改造投资顺利回收，缓解企业资金压力。 五是积极推广电能替代，促进企业增供扩销。从推进电能替代散烧煤和工业燃煤锅炉、推动电动汽车产业快速发展、制定落实灵活电价政策等方面积极采取措施，引导推广电能替代，促进电力企业增供扩销，缓解电力供大于求矛盾。 （二）加大电煤供应力度，切实保障电煤稳定供应 煤炭连接着下游的电力生产、热力供应、居民降温采暖等生产生活重要领域，煤炭有效充足供应关系着国计民生。当前，用电需求持续回升，加上即将进入夏储煤关键时期，应全力保障煤炭充足供应，以保障迎峰度夏期间电煤稳定供应。 一是多措并举，有效增加煤炭市场供给量。建议统筹好去产能和保供应，协调好安全检查与生产，尤其是当前煤炭价格仍处于红色区域的高位、煤炭供需偏紧状态下，应继续实施平抑煤炭价格异常波动的响应机制，并督促主要产煤地区严格贯彻落实；加快补办手续，尽快释放符合条件的违法违规煤矿产量；此外，增加煤炭进口量。通过多途径有效增加煤炭市场供给量，保障煤炭市场充足供应。 二是有效增加各环节煤炭库存，保持在合理水平。建议合理引导和有效监管煤炭流通企业、生产企业和主要用户煤炭库存水平，尤其应发挥大秦、蒙冀、朔黄等3条铁路线能力，确保环渤海港口库存维持高位，防止市场大幅波动。 三是加强协调和监督，提高电煤中长期合同签订比例和履约率。签订中长期合同对于保障煤炭稳定供应和价格平稳，促进相关行业健康发展和经济平稳运行都具有十分重要的意义。建议有关部门采取有力措施，积极推动电煤产运需各方加快签订中长期合同；同时，由有关政府部门牵头，相关单位参加，建立电煤中长期合同兑现考核和价格监管的常态机制，对电煤中长期合同兑现偏低及价格违法行为及时查处，加强企业履约诚信体系建设。 四是加强运力协调，促进协议兑现。当前，运输环节，尤其是铁路运输环节，仍然是影响电煤合同履行、煤炭稳定供应的重要因素。建议有关政府部门牵头，建立运力监督协调机制，维护三方互保协议的严肃性，推动履行协议约定，协调解决重大问题，尤其加强迎峰度夏等重点时段和运力紧张等重点地区的电煤运力保障。 （三）落实去产能政策，防范和化解煤电产能过剩风险 针对经济发展新常态下存在的煤电区域性产能过剩风险，应进一步贯彻落实国家促进煤电有序发展相关政策措施,调整煤电建设节奏，防范风险聚集。当前，最重要的是科学制定淘汰、停建、缓建煤电产能的标准和时序，用最小的经济代价实现政府工作报告中提出的“淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上”要求。 一是开展在建煤电项目调研摸底。建议做好在建（包括未核先建）煤电项目的规模、布局和建设进度等情况的摸底统计工作，科学测算停、缓建的经济损失，合理评估企业存在的人员安置、资产处置等方面的困难。 二是有序停缓建一批在建煤电项目，严控新增煤电规模，遏制无序发展行为。建议以降低企业损失、优化煤电布局、促进网源协调发展为原则，综合经济损失和安全风险确定停缓建项目，科学确定停缓建项目清单和时序。 三是加大淘汰煤电落后产能力度。建议落实能源电力规划，加快淘汰服役年限长，不符合能效、环保、安全、质量等要求的煤电机组。加强行政执法和环保监督力度，对于符合国家煤电落后产能淘汰标准的小煤电机组，坚决限期予以关停并拆除；对于排放不达标的煤电机组，严禁其运行，推动燃煤发电机组转型升级、提质增效，为清洁高效火电和新能源发电腾出发展空间。 四是加强燃煤自备电厂管理。建议严控燃煤自备电厂发展，将自备煤电机组纳入压减煤电项目清单，未纳入国家电力规划的煤电项目一律不得建设，并加快淘汰落后产能的燃煤自备电厂；细化自备电厂收费政策，规范电力市场秩序，进一步明确系统备用费、基金及附加的收取方式、标准和范围，并出台相应的惩戒措施；建立健全自备电厂运行监管机制，国家有关部委牵头成立联合检查组，专项检查自备电厂建设及运行情况，对公用电厂违规转自备、不承担调峰义务、未接入环保部门监测系统等违规情况从严处置。",
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"power_transmission.file_content": " 2016年，全国用电形势呈现增速同比提高、动力持续转换、消费结构继续调整的特征。全社会用电量同比增长5.0%，增速同比提高4.0个百分点。在实体经济运行显现出稳中趋好迹象、夏季高温天气、上年同期低基数等因素影响下，三、四季度全社会用电量增长较快。第三产业用电量增长11.2%，持续保持较高增速，显示服务业消费拉动我国经济增长作用突出；城乡居民生活用电量增长10.8%；第二产业用电量同比增长2.9%，制造业用电量同比增长2.5%，制造业中的四大高耗能行业合计用电量同比零增长，而装备制造、新兴技术及大众消费品业增长势头较好，反映制造业产业结构调整和转型升级效果继续显现，电力消费结构不断优化。年底全国全口径发电装机容量16.5亿千瓦，同比增长8.2%，局部地区电力供应能力过剩问题进一步加剧；非化石能源发电量持续快速增长，火电设备利用小时进一步降至4165小时，为1964年以来年度最低。电煤供需形势从上半年的宽松转为下半年的偏紧，全国电力供需总体宽松、部分地区相对过剩。 展望2017年，预计电力消费需求增长将比2016年有所放缓；预计全年新增装机略超1亿千瓦，年底发电装机容量达到17.5亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机比重进一步提高至38%左右；全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。火电设备利用小时进一步降至4000小时左右，电煤价格继续高位运行，部分省份电力用户直接交易降价幅度较大且交易规模继续扩大，发电成本难以及时有效向外疏导，煤电企业效益将进一步被压缩，企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。 一、2016年度全国电力供需状况 （一）电力消费增速同比提高，三、四季度较快增长 2016年全国全社会用电量5.92万亿千瓦时、同比增长5.0%，比上年提高4.0个百分点；各季度同比分别增长3.2%（扣除闰年因素增长2.1%）、2.1%、7.8%和6.5%。夏季持续大范围高温天气、2015年同期基数偏低、实体经济运行呈现出稳中趋好迹象是三季度增速明显提高的主要原因。进入四季度后，全社会用电量仍然维持平稳较快增长，除了上年同期低基数因素外，主要原因是实体经济运行稳中趋好迹象更加明显。在国家推进去产能政策、基建投资快速增长、房地产和汽车市场回暖等综合影响下，建材、黑色和有色金属冶炼等重要生产资料价格总体呈上升态势，市场预期好转，其主要产品产量增速逐步提高；此外，交通运输电气电子设备、通用及专用设备制造业等装备制造，以及文体用品制造业、木材加工及家具制品业等大众消费品业增速也逐步上升，共同支撑全社会用电量保持较快增长。 电力消费主要特点有： 一是第二产业及其制造业用电增速比上年提高，产业结构调整和转型升级效果继续显现。第二产业用电量同比增长2.9%，增速比上年提高3.7个百分点；制造业用电量增长2.5%，增速比上年提高3.1个百分点。在制造业行业中，用电负增长的黑色金属冶炼行业，以及低速增长的化工、有色金属冶炼行业排在制造业用电增速倒数后三位，建材行业排在倒数第六位。除高耗能行业外，其它大部分制造业保持一定增长水平，其中装备制造、新兴技术及大众消费品业增长势头较好，反映出当前制造业中产业结构调整和转型升级效果继续显现。 二是第三产业及其各行业用电快速增长。与服务业增加值保持较快增长相对应，第三产业用电量同比增长11.2%。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.0%，延续近年来的快速增长势头；交通运输、仓储、邮政业用电增长11.3%，比上年提高6.3个百分点，其中城市公共交通用电量增长22.3%，电气化铁路用电量增长12.5%，体现出交通运输业领域电能替代成效明显。 三是城乡居民生活用电量快速增长。全年用电量同比增长10.8%，比上年提高5.8个百分点，受气温因素拉动较大，其中，三季度增速为18.4%，创10年来城乡居民生活用电量季度增速新高；此外，随着我国城镇化率以及居民电气化水平逐步提高，居民家庭用电量也在稳步增加。 四是电力消费增长动力持续转换、消费结构继续调整。从用电增长动力看，2016年，第二产业、第三产业和城乡居民生活用电量分别拉动全社会用电量增长2.1、1.4和1.4个百分点；第二产业中的四大高耗能行业对全社会用电量增长拉动为零，当前，全社会用电量增长主要动力从前些年的传统高耗能行业，持续向服务业、生活用电、新兴技术行业及大众消费品业转换。 从电力消费结构看，2016年，一、二、三产及城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为1.8%、71.1%、13.4%和13.6%。与上年相比，第三产业和城乡居民生活用电量占比均提高0.7个百分点；第二产业占比降低1.5个百分点，其中四大高耗能行业占全社会用电量比重降低1.5个百分点，可见，第二产业用电占比下降全部因高耗能行业下降所致。 五是东、中部地区用电增速领先并呈前低后高走势。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.9%、5.4%、3.7%和2.7%，东、中部地区用电形势相对较好，是全国用电增长的主要拉动力。各地区分季度用电走势均呈现前低后高的趋势，下半年以来各地区用电均实现较为明显的提高。 （二）发电装机容量快速增长，电力供应能力总体富余 2016年，全国主要电力企业合计完成投资同比增长3.3%。在国家配电网建设改造行动计划及新一轮农村电网改造升级等政策引导下，电网投资同比增长16.9%，其中占电网总投资58%的110千伏及以下电网投资同比增长35.6%；在国家促进燃煤发电有序发展等一系列政策措施影响下，电源投资同比下降12.9%。 2016年，全国净增发电装机容量1.2亿千瓦、比上年减少2186万千瓦，其中净增非化石能源发电装机7200万千瓦、接近上年水平，而煤电净增规模同比减少1154万千瓦，电力行业控制投资节奏、优化投资结构的效果开始显现。截至2016年底，全国全口径发电装机容量16.5亿千瓦，同比增长8.2%,其中非化石能源6.0亿千瓦,占总发电装机容量的比重较上年提高1.7个百分点。全年全国全口径发电量5.99万亿千瓦时、同比增长5.2%；发电设备利用小时3785小时、同比降低203小时。 电力供应主要特点有： 一是火电净增装机容量比上年明显减少，设备利用小时创1964年以来年度新低。2016年，火电投资同比增长0.9%，其中煤电投资同比下降4.7%，扭转了前两年煤电投资持续快速增长的势头；净增火电装机5338万千瓦、同比减少1983万千瓦，其中煤电净增4753万千瓦、同比减少1154万千瓦，煤电投资下降和净增规模减少反映国家出台的促进煤电有序发展系列政策措施效果明显。2016年底，全国全口径火电装机10.5亿千瓦、同比增长5.3%，全口径火电发电量同比增长2.4%，自2013年以来首次实现正增长。设备利用小时4165小时、比上年降低199小时。 二是水电投资连续四年下降，设备利用小时保持较高水平。水电投资同比下降22.4%，已连续四年下降；净增水电装机1259万千瓦，其中抽水蓄能电站366万千瓦。2016年底，全国全口径水电装机3.3亿千瓦、同比增长3.9%。全国全口径水电发电量同比增长6.2%，受来水形势变化等因素影响，全年水电生产呈现前高后低的特征。设备利用小时3621小时，比上年提高31小时，为近20年来的年度第三高水平。 三是风电投资理性回落，东、中部地区净增装机占半数。风电投资下降25.3%，首次出现下降,下降的地区为西部和东北地区，同比分别下降49.7%和46.8%，而东、中部地区同比分别增长35.1%和13.1%，东、中部地区风电投资比重比上年大幅提高22.0个百分点；全年净增并网风电装机1743万千瓦，比上年减少1684万千瓦，其中东、中部比重过半，较前几年明显提高。风电投资和投产减少，布局优化，反映出国家及时调整风电发展思路，企业投资逐步回归理性，更加重视质量和效益。年底全国并网风电装机1.5亿千瓦、同比增长13.2%，占总装机容量比重为9.0%；并网风电发电量同比增长30.1%，设备利用小时1742小时、同比提高18小时,但西北、东北等地区弃风情况仍然突出。 四是并网太阳能发电装机容量及发电量高速增长，设备利用小时比上年下降。受光伏发电上网电价限期下调等政策影响，全年净增并网太阳能发电装机3479万千瓦、同比增加一倍，在国家相关规划及政策引导下，超半数净增装机位于中、东部各省。年底并网太阳能发电装机容量7742万千瓦（绝大部分为光伏发电），同比增长81.6%；并网太阳能发电量662亿千瓦时、同比增长72.0%；并网太阳能发电设备利用小时1125小时、同比下降99小时，降幅比上年扩大88小时，西北地区部分省份弃光情况较为突出。 五是核电装机及发电量快速增长，设备利用小时持续下降。核电投资同比下降10.5%；年底全国核电装机3364万千瓦、同比增长23.8%，发电量同比增长24.4%；设备利用小时7042小时、同比下降361小时，已连续3年下降，其中，辽宁核电设备利用小时为4982小时，主要是因东北地区电力过剩、加之近两年多台核电机组陆续投产，导致部分核电机组降负荷运行甚至停机备用。 六是跨区、跨省送电增速均同比提高。跨区送电量增长6.9%，比上年提高4.1个百分点，跨区送电量的增长主要是电网公司积极通过特高压外送消纳西北新能源以及西南水电。跨省输出电量增长4.8%，较上年提高5.9个百分点，南方电网区域西电东送电量同比增长3.3%。 七是全国电煤供需形势由宽松转为偏紧，发电用天然气供应总体平稳。受煤炭去产能控产量政策影响，煤炭产量降幅明显超过消费量降幅，导致电煤供需失衡，电煤供需形势从宽松逐步转为偏紧、部分地区紧张，电煤价格急剧上涨，加剧煤电企业经营困难局面。一季度，全国天然气需求明显回升，个别地区部分时段天然气发电供气受到一定影响，后几个季度发电用天然气供应总体平稳。 （三）全国电力供需进一步宽松，部分地区过剩 2016年，全国电力供需进一步宽松、部分地区过剩。分区域看，华北区域电力供需总体平衡，华东、华中、南方区域供需总体宽松，东北和西北区域电力供应能力过剩。 二、2017年全国电力供需形势预测 （一）全社会用电量增速低于2016年 综合考虑宏观经济形势、服务业和居民用电发展趋势、电能替代、房地产及汽车行业政策调整、2016年夏季高温天气等因素，在常年气温水平情况下，预计2017年全国全社会用电量同比增长3%左右。若夏季或冬季出现极端气候将可能导致全社会用电量上下波动1个百分点左右；另外，各级政府稳增长政策措施力度调整将可能导致全社会用电量上下波动0.5个百分点左右。 （二）新增装机容量继续略超1亿千瓦，非化石能源占比进一步提高 预计全年全国基建新增发电装机1.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机6000万千瓦左右。预计2017年底全国发电装机容量将达到17.5亿千瓦，其中非化石能源发电6.6亿千瓦、占总装机比重将上升至38%左右。 （三）全国电力供应能力总体富余，火电设备利用小时进一步降低 预计全年全国电力供应能力总体富余，其中，华北电网区域电力供需总体平衡,华东、华中、南方电网区域电力供需总体宽松,东北、西北电网区域电力供应能力过剩较多。预计全年全国发电设备利用小时3600小时左右，其中火电设备利用小时将下降至4000小时左右。 三、有关建议 （一）坚持电力规划引导指导，推进落实电力“十三五”发展目标 近期，我国“十三五”能源规划和电力规划等专项规划相继发布，2017年是认真落实各类规划的关键年，抓好组织实施至关重要。 一是提高规划的严肃性、权威性，确保电力发展“十三五”规划落地。规划是“十三五”能源与电力发展的行动纲领和编制相关专项规划的指导文件、布局重大项目的依据。建议立足电力行业全局，加强电力规划与能源综合规划、其它各专项规划的衔接，加强电力国家规划与省级规划的协调衔接，坚持以规划指导项目，以项目落实规划，提高规划权威性。 二是提高规划的科学性、指导性，及时开展规划滚动修订。规划落实期间，各种影响因素复杂多变。建议加强规划执行过程管理，完善并落实规划中期评估机制，及时开展相关调研工作，做好规划的滚动修订。根据“十三五”规划纲要等，科学设置2020年、2030年能源消费总量和结构目标，适当保持电力增长的合理区间和弹性。 三是提高规划的整体性、协同性，加强国家有关部门对地方规划工作的指导监督。目前，省级能源（电力）规划编制与实施由各省（区、市）负责。建议加大省级电力规划与涉及全国布局、总量控制，以及跨省输送的区域电力规划衔接，并建立行之有效的监督约束机制，抑制地方政府不合理的投资冲动，从严控制煤电发展规模，缓解电力供需矛盾。 （二）完善预测预警体制机制，保障经济发展新常态下的电力平稳运行 当前，我国经济发展进入新常态，外部环境条件和内部动因变化，交织叠加、相互作用，给电力发展带来很多不确定性，需要以问题导向、目标导向为原则，抓住重点和难点，提前预警、合理引导、及时行动，确保电力平稳运行。 一是加强调查研究，及时分析新情况新问题。“十三五”期间，电力发展环境错综复杂、变动频繁，尤其是随着简政放权、电力市场化改革推进，项目审批、电力运行等工作重心下沉。建议国家有关部门加强基层调研、一线指导，及时掌握和分析电力规划落实和运行中存在的新情况、新问题。 二是健全预测预警机制，及时化解风险。当前显现的电力供应能力富余、煤电过剩风险加剧，尤其是2016年下半年突发的电煤价格暴涨，都说明电力运行风险仍然存在。建议健全完善预测预警机制和指标体系，及时发布预警级别等相关信息，有效引导行业投资方向，科学指导企业投资行为，推动布局优化，提高发展效益，化解风险，保障发展。 三是完善政策“工具包”，及时出台措施。在错综复杂的形势下，一旦市场机制失灵，迫切需要政府及时干预，但任何政策的出台都要经过调研、分析和论证。建议针对电力运行可能发生的情形和问题，提前研究和谋划，形成一系列备选政策，根据市场状况随时“出牌”，及时应对自然灾害突发事件和类似电煤价格暴涨等突发问题，切实提高调控的效率和效果。 （三）应对安全运行新问题，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应 在电力需求持续下降情况下，发电机组低位运行，火电机组深度调峰、频繁启停，甚至核电机组参与调峰，机组运行工况发生很大变化，给电力系统安全运行带来严峻考验，亟需采取措施应对。 一是推进主网架和联网工程建设，优化网架结构。建议尽快解决“强直弱交”问题，构建分层分区、科学合理的坚强网架结构。对我国未来电网发展目标和总体格局进行前瞻性、系统性设计，形成目标清晰、布局科学、结构合理、便于实施的中长期网架规划，避免大量重复建设和技术改造。 二是加强网源协调管理，强化技术监督和指导。电力改革“厂网分离”后网源协调管理弱化，建议国家能源管理部门组织制定和完善涉网安全管理专项规定，加强安全生产管理，明确监督管理和实施主体责任；充分发挥行业组织和中介机构的作用，强化技术监督和指导。 三加强质量监督管理，提高电力主设备安全可靠性。建议加强电力设备寿命周期全过程安全管理，完善设备质量、运维、检测等环节标准。加强重点输电通道节点设备、重载输变电设施、低负荷机组运行监控，及时落实整改措施消除隐患。关注低负荷机组运行特性研究，强化设备设计选型，严把设备入网质量关。 （四）破解新能源消纳难题，减少不合理弃风弃光弃水 近年来，我国新能源发电持续快速发展，电源结构不断优化，但新能源发展过快、过集中、网源不协调等矛盾突出，弃能问题日益严重，成为电力转型升级瓶颈，亟需破解难题。 一是转变新能源发电发展思路，提高发展质量。建议加强新能源各项发展政策间的协调，坚持分布开发与集中开发并举的方针，根据各地资源情况和消纳能力制定差异化的发展政策，优化开发布局，抑制无序发展，保证弃水、弃风、弃光率控制在合理水平。 二是加强外送通道建设，增强资源配置能力。建议采取有效措施，充分利用现有跨省区输电通道；以规划为指导、以解决当前的存量问题作为重要出发点，加快当前外送通道建设，扩大新能源的消纳范围和配置能力。 三是全面提升系统的灵活性，提高电力系统综合调峰能力。一方面，通过加快抽水蓄能电站、调峰气电建设，推进煤电灵活性改造等措施，提高系统调峰能力；另一方面，进一步优化电力调度运行，提高电力需求侧响应能力，加快辅助服务市场、峰谷电价等一系列配套政策的出台和落地，提高调峰积极性。 四是加强协调、打破壁垒，拓展新能源电力消纳市场。加强风电、光伏发电保障性收购有关政策的执行督导，完善优先调度机制，打破省间壁垒，建立有利于新能源跨区消纳的市场化机制；推进可再生能源与火电发电权交易置换，以及可再生能源替代燃煤自备电厂发电，积极推广电采暖等多种形式的电能替代，促进可再生能源就近消纳；推进落实可再生能源发电全额保障性收购制度，并相应建立电力运行监测评估制度。 （五）加大政策扶持力度，降低电力企业经营负担和风险 当前，电力市场需求增长放缓、交易价格不断下降、燃料成本大幅上涨、产能过剩风险加剧、节能减排改造任务繁重，多重矛盾交织叠加，企业经营面临严峻压力和困境，亟需加大政策扶持力度，营造企业发展良好氛围。 一是进一步完善煤电联动机制，合理疏导煤电企业大幅上涨的燃料成本。2015年以来已两次下调全国煤电上网标杆电价，电力直接交易进一步降低上网电价，而燃料成本、环保成本大幅上涨、煤电利用小时持续下降导致发电边际成本也在上涨，煤电企业抗成本波动能力明显弱化。建议完善煤电联动机制，重新调整联动周期、价格计算机制等关键环节，以合理疏导煤电企业成本。 二是进一步完善煤电环保补贴机制，及时足额发放可再生能源补贴。建议将煤电环保电价补贴调整为“价外补贴”，在市场竞争电价之外按照度电标准给予补贴，保障参与市场竞争的发电量也可以得到应有的环保补贴收入；加快解决可再生能源电价附加补助资金历史欠账问题，扩大补贴资金来源渠道，简化可再生能源补贴申报、拨付流程，确保可再生能源补贴及时足额发放到位，完善可再生能源发电补贴定价机制及相关政策。 三是尽快出台针对电力“僵尸企业”职工分流、减免银行债务等方面的针对性政策。建议帮助电力企业进行低效无效资产清理处置和亏损企业治理工作，并给予一定的财政补助。 四是提高有关政策的严肃性、协调性和稳定性。建议统筹做好政府定价政策与国有资本保值增值、国有企业经营业绩考核相关政策的相互衔接；加强节能环保低碳政策的制定的统筹协调性，注重顶层设计，充分发挥多行业作用，加大市场机制的引导作用，降低行政成本、减轻企业负担。 五是积极引导促进电能替代。坚持政府主导，国家在产业政策制定、规划编制、电价政策及财政补贴等多方面积极推进电能替代，促进低碳清洁发展，提高电能在终端能源消费的比重，同时促进电力企业增供扩销，缓解电力供需矛盾。 （六）统筹改革与发展关系，促进电力行业可持续发展 中发〔2015〕9 号文的印发，极大地调动了各方参与改革的积极性，但在配套制度不完善、机制不健全的情况下，过快放开市场交易电量，容易造成恶性竞争，不利于市场良性发育和改革有序推进，需要协调好各方关系，积极稳妥推进改革。 一是统筹协调电力体制改革、国企改革、国有资产监督管理体制改革等多重改革与行业发展，完善相关调控政策。建议坚持在保证行业企业运行在合理区间和健康发展的大前提下，推进行业改革和产业调控，有序放开市场交易电量，避免各类不利因素叠加造成的风险快速聚集，引发企业大面积经营亏损。 二是进一步完善市场体系。建议坚持问题导向和目标导向，认真总结部分地区电力市场建设中暴露的问题，进一步完善交易机制，进一步规范市场准入、输配电价核定、电力交易机构设置等关键环节，健全电力市场主体信用体系建设，建立守信激励和失信惩戒机制，加强直接交易合同约束力，保障合同有效执行。 三是加强省级电力市场交易工作的指导和监管。建议国家有关部门在市场准入规则、市场交易规则、清洁能源消纳、输配电价核定等方面加强指导和监督，及时纠正带有地方保护色彩的不合理政策，维护市场秩序，保证电力市场化改革的有效推进。 四是规范自备电厂管理，营造公平竞争的市场环境。建议尽快完善自备电厂管理政策法规，将自备电厂政府性基金、附加及交叉补贴征收到位，有效推动政策性交叉补贴电价的落实，同时建立健全对自备电厂的有效监管机制。",
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"power_transmission.file_title": "中电联发布《2016年前三季度全国电力供需形势分析预测报告》",
"power_transmission.file_content": " 前三季度，全社会用电量同比增长4.5%，增速同比提高3.7个百分点，其中三季度同比增长7.8%。第三产业用电量同比增长11.5%，持续保持较高增速，显示出我国经济增长中服务业消费的拉动作用突出；城乡居民生活用电量同比增长11.6%，其中三季度增长18.4%，创10年来季度增速新高，主要是受1961年以来最高温天气影响；第二产业用电量同比增长2.0%，增速同比提高2.9个百分点。受房地产和汽车市场回暖的影响较为明显，制造业用电量同比增长1.1%，各季度增速分别为-1.5%、0.7%和3.8%，呈逐季回升态势，其中化工、建材、钢铁冶炼、有色金属四大高耗能行业合计用电量同比下降1.9%，除此之外的其他制造业均保持一定增长水平，新兴技术行业及大众消费品业增长势头较好，反映出当前产业结构调整和转型升级效果继续显现，电力消费结构在不断调整。截至9月底，全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量15.5亿千瓦，同比增长10.8%，超过同期全社会用电量增速6.3个百分点，局部地区电力供应能力过剩问题进一步加剧；非化石能源发电量延续快速增长，三季度电力消费明显回升，9月份火电发电量累计增速由负转正。全国电力供需总体宽松、部分地区相对过剩，电煤供需形势从宽松逐步转为偏紧、部分地区紧张。 预计四季度全社会用电量增速将比三季度有所回落，全年全社会用电量同比增长4.5%左右，气温因素拉高全年增速2个百分点左右。预计全年新增装机1.2亿千瓦左右，其中非化石能源发电新增7000万千瓦，年底全国发电装机容量16.4亿千瓦左右，非化石能源发电装机比重将进一步提高至36.5%左右。全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩,迎峰度冬期间部分地区电煤供应可能出现偏紧甚至紧张局面。预计全年火电设备利用小时降至4150小时左右，加之燃煤发电上网电价下调、部分省份电力用户直接交易降价幅度较大、电煤价格急剧上涨，煤电企业效益被严重压缩，部分大型发电集团煤电已出现整体亏损，企业生产经营正面临严峻困难与挑战。 一、前三季度全国电力供需状况 （一）电力消费增速同比提高，三季度全社会用电量较快增长 前三季度全国全社会用电量4.39万亿千瓦时、同比增长4.5%，增速同比提高3.7个百分点。分季度看，一、二、三季度全社会用电量同比分别增长3.2%（扣除闰年因素增长2.1%）、2.1%、7.8%，三季度增速明显提高，其中，7、8、9月份增速分别为8.2%、8.3%和6.9%。 三季度增速明显提高的主要原因：一是高温天气因素。根据气象部门监测数据，三季度全国平均气温为1961年以来历史同期最高值，高温天气显著拉高了用电负荷及电量增长。二是上年同期基数偏低。受宏观经济尤其是工业生产明显下滑，以及气温偏低因素影响，上年三季度全社会用电量仅增长0.1%、增速环比回落1.6个百分点，基数偏低拉高了今年三季度增速。三是实体经济运行显现出稳中趋好迹象。三季度制造业用电量同比增长3.8%，明显高于一、二季度，与8、9月制造业PMI、工业增加值增速、工业企业利润增速等主要指标表现情况总体相匹配。 电力消费主要特点有： 一是三季度城乡居民生活用电量增速创10年来新高。前三季度城乡居民生活用电同比增长11.6%，增速同比提高7.0个百分点。其中，三季度增速为18.4%，超过2013年同期全国大范围极端高温天气时的用电增长水平。 二是第三产业及其各行业用电快速增长。与第三产业增加值保持较快增长相对应，第三产业用电量同比增长11.5%。其中，三季度增长15.3%，为2011年二季度以来的季度最高增长水平。分行业看，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.3%，延续近年来的快速增长势头；金融、房地产、商务及居民服务业用电增长12.7%；交通运输、仓储、邮政业用电增长10.7%；商业、住宿和餐饮业用电增长10.0%。 三是第二产业及其制造业用电增速逐季上升，产业结构调整和转型升级效果持续显现。第二产业及其工业用电量同比分别增长2.0%和1.9%，增速同比均提高2.9个百分点；制造业用电量同比增长1.1%，各季度增速分别为-1.5%、0.7%和3.8%，呈逐季回升态势。四大高耗能行业（化学原料及化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业）合计用电量同比下降1.9%，其中，一、二、三季度增速分别为-5.8%、-1.1%、0.8%。在房地产和汽车市场回暖等因素作用下，二季度以来非金属矿物制品业、黑色和有色金属冶炼及压延加工业等重要生产资料价格总体波动上升，市场预期好转，其主要产品产量增速逐步提高，带动用电增速明显回升，也带动第二产业及其制造业用电增速逐季提高。 前三季度，在20个制造业行业中，除黑色和有色金属冶炼及压延加工业两个高耗能行业用电负增长外，其余制造业行业均实现正增长，且除四大高耗能行业及纺织业（1.9%）以外的其他15个行业用电增速均超过2%，其中，交通运输电气电子设备制造业、医药制造业、化学纤维制造业、工艺品及其他制造业、文体用品制造业等10个行业用电增速均超过5%。可见，除高耗能行业以外的其他制造业保持一定增长水平，其中新兴技术行业及大众消费品业增长势头较好，反映出当前产业结构调整和转型升级效果继续显现。 四是电力消费增长动力持续转换、消费结构继续调整。从用电增长动力看，第二产业、第三产业和城乡居民生活用电量分别拉动全社会用电量增长1.4、1.5和1.5个百分点。其中，第二产业中的四大高耗能行业下拉全社会用电增速0.6个百分点，当前全社会用电量增长的主要动力从前些年的传统高耗能行业持续向服务业、生活用电以及新兴技术行业转换。从电力消费结构看，第三产业和城乡居民生活用电量比重同比均提高0.9个百分点，而第二产业比重降低1.8个百分点，其中四大高耗能行业比重降低1.9个百分点，第二产业用电比重的下降全部来自于高耗能行业比重的下降。 五是各地区用电均实现正增长，东、中部地区增速领先。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.5%、5.5%、2.6%和1.4%，增速同比分别提高4.7、5.2、0.7和3.2个百分点。总体来看，东、中部地区用电形势相对较好，是今年全国用电量增长的主要稳定力量，分别拉动全国全社会用电量增长2.7和1.0个百分点，西部地区拉动0.7个百分点，东北地区拉动0.1个百分点。 （二）发电装机容量快速增长，电力供应能力总体富余 前三季度，全国主要电力企业合计完成投资同比增长12.4%。其中，电网投资增长31.6%，主要是电网公司贯彻落实国家相关文件精神，加大了城乡配网及农网升级改造力度，全国110千伏及以下电网投资同比增长51.5%；电源投资同比下降10.9%，除太阳能发电外的其余各大类型电源投资均同比下降。 前三季度，全国基建新增发电装机7270万千瓦、同比少投产159万千瓦，其中新增非化石能源发电装机4408万千瓦。截至9月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.5亿千瓦、同比增长10.8%，超过同期全社会用电量增速6.3个百分点。前三季度，全国规模以上电厂发电量4.37万亿千瓦时、同比增长3.4%。发电设备利用小时2818小时、同比降低179小时。 电力供应主要特点有： 一是火电新增装机规模同比减少，发电设备利用小时同比继续降低。今年国家出台了促进燃煤发电（以下简称煤电）有序发展相关政策，前三季度火电完成投资同比下降8.4%，降幅逐季扩大；火电新增装机2901万千瓦（其中煤电2266万千瓦）、同比少投产1054万千瓦，国家控制煤电建设的相关政策效果有所显现。9月底全国6000千瓦及以上火电装机容量10.3亿千瓦、同比增长7.3%。全国规模以上电厂火电发电量同比增长0.8%，9月份，受电力消费较快增长以及水电发电量大幅下降等影响，当月火电发电量同比增长12.2%，拉动今年以来火电发电量累计增速首次实现正增长；设备利用小时3071小时（煤电3166小时）、同比降低213小时，为近些年来同期最低水平，广西、四川、云南和西藏不足2000小时，其中云南仅872小时。 二是水电发电量较快增长，发电设备利用小时同比增加。水电投资同比下降20.5%，已连续4年下降；新增水电装机788万千瓦，其中抽水蓄能电站239万千瓦。截至9月底，全国6000千瓦及以上水电装机2.8亿千瓦，同比增长3.9%。全国规模以上电厂水电发电量同比增长8.6%，受来水形势变化等因素影响，前三季度全国水电生产呈现前高后低的特征，9月份发电量同比下降11.4%；设备利用小时2766小时、同比增加127小时。 三是并网风电装机容量及发电量快速增长，设备利用小时降幅略有收窄。风电投资下降29.2%；截至9月底，全国并网风电装机1.4亿千瓦、同比增长28.0%；全国6000千瓦及以上电厂风电发电量增长26.8%，设备利用小时1251小时、同比降低66小时，降幅较上半年收窄19小时，吉林、新疆和甘肃等省份设备利用小时低于1000小时，其中甘肃仅870小时。与上年同期相比，新疆、宁夏和甘肃风电设备利用小时同比分别降低388、358、105小时。“三北”地区部分省份弃风情况仍然较为严重。 四是并网太阳能发电装机容量翻倍增长，太阳能发电设备利用小时降幅扩大。受光伏发电上网电价限期下调政策影响，一大批太阳能发电项目集中投产，太阳能发电装机新投产2254万千瓦、同比增加1571万千瓦，截至9月底全国并网太阳能发电装机容量7075万千瓦（其中绝大部分为光伏发电），同比增长超一倍。前三季度，全国6000千瓦及以上电厂并网太阳能发电量460亿千瓦时、同比增长63.4%；全国并网太阳能发电设备利用小时889小时、同比降低107小时，宁夏、新疆和青海降幅超过100小时。西北地区部分省份弃光情况较为突出。 五是核电装机及发电量快速增长，核电设备利用小时持续下降。核电投资同比下降1.4%；核电新投产5台机组、503万千瓦。截至9月底，全国核电装机容量3135万千瓦、同比增长29.9%，发电量同比增长22.4%；设备利用小时5235小时、同比降低290小时，降幅比上半年扩大181小时。与上年同期相比，除广东外的其余省份设备利用小时降幅均超过250小时。其中，福建、辽宁分别降低645、780小时,主要原因是近两年用电增长放缓而装机容量快速增长，尤其是多台核电机组陆续投产导致部分核电机组降负荷运行甚至停机备用。 六是跨区、跨省送电实现一定增长。受电网公司加大华中和南方水电以及西北风电外送消纳等影响，跨区送电量增长5.6%。跨省输出电量增长4.4%，南方电网区域西电东送电量同比增长6.2%。 七是全国电煤供需形势由宽松转为偏紧、电煤价格急剧上升，发电用天然气供应总体平稳。前三季度，全国煤炭市场需求低迷，但受煤炭去产能控产量影响，煤炭产量降幅明显超过消费量降幅，导致电煤供需失衡，煤炭库存下降，同时，煤炭运输环节受阻，全国电煤供需形势从宽松逐步转为偏紧、部分地区紧张,电煤价格急剧上升，加剧煤电企业经营困难局面。一季度，全国天然气需求明显回升，个别地区部分时段天然气发电供气受到一定影响；二、三季度，进入天然气消费淡季，需求明显回落，天然气发电供气总体有保障。 （三）全国电力供需总体宽松、部分地区相对过剩 华北、华东区域电力供需总体平衡，华中、南方区域供需总体宽松，东北和西北区域电力供应能力过剩。 二、四季度及全年全国电力供需形势预测 （一）四季度全社会用电量增速环比回落，全年增速高于上年 四季度，预计气温因素对用电的影响比三季度有所减弱，预计全社会用电量增速将比三季度有所回落；预计全年全社会用电量同比增长4.5%左右，其中气温因素拉高全年增速2个百分点左右、明显超过预期，也导致全年用电增速明显超过预期。 （二）火电新增装机少于上年，非化石能源占比进一步提高 预计全年全国基建新增发电装机1.2亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机7000万千瓦左右，火电5000万千瓦、比上年减少1600万千瓦左右。预计2016年底全国发电装机容量将达到16.4亿千瓦，其中，非化石能源发电6.0亿千瓦、占总装机比重将上升至36.5%左右。 （三）电力供需的外部影响因素诸多，不确定性增加 一是迎峰度冬期间部分地区电煤供应将可能偏紧甚至紧张，个别地区部分时段天然气发电供气预计将受到一定影响。二是电煤价格急剧上涨，加剧发电企业经营困难局面, 将可能影响到电力热力供应。三是气象部门初步预计迎峰度冬期间我国气温呈北冷南暖的特征，低温天气将加剧吉林等东北地区电煤供需紧张局面。四是全国水电厂蓄能值同比减少，结合气象部门预测今冬全国大部地区降水以偏少为主的初步判断，预计四季度全国水电生产形势总体不容乐观。 （四）全国电力供应能力总体富余，部分地区相对过剩 预计四季度全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。其中，东北、西北区域电力供应能力过剩，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东区域电力供需总体宽松，南方区域电力供需总体宽松，其中贵州因电煤紧张以及来水偏枯导致电力供需偏紧。预计全年发电设备利用小时3800小时左右，其中火电设备利用小时将降至4150小时左右。 三、有关建议 （一）坚持多措并举，保障电煤市场稳定供应 随着一系列煤炭去产能政策的相继落实，煤炭供给侧结构性改革取得了一定成效，但也出现了电煤价格急剧上涨、部分地区电煤供应紧张等新情况，应密切关注出现的新形势、新问题，及时采取有效措施，避免煤炭市场大起大落反复出现。一是督促各地严格贯彻落实《关于适度增加部分先进产能投放保障今冬明春煤炭稳定供应的通知》（发改电〔2016〕605号）等文件要求。尽快加大释放安全高效先进煤矿产量，加快回补各环节煤炭库存，满足冬储煤的实际需要，以保障电煤稳定供应，并尽快抑制煤价上涨趋势。二是协调解决好煤炭运输环节问题。国家有关政府部门及单位积极协调铁路运输部门，保障电煤运力，尤其及时向华中等远距离跨区调运的电煤低库存地区增调铁路运力，确保电厂库存的有效提升，特别是迎峰度冬、迎峰度夏、全国“两会”等关键时期和重要节假日的电煤供应和运输。三是鼓励煤炭企业与发电企业签订中长期合同。促进煤电双方形成“利益共享，风险共担”的长期良性合作机制，规避因电煤市场价格大起大落给煤、电双方经营带来的风险；加大对煤、电双方履行中长期合同的事中事后监管，建立煤炭购销诚信保障监督体系，提高合同兑现率。四是逐步培养合理有效的市场机制。尽快制定并完善各项长效措施，科学统筹当期问题与长远发展，保障市场稳定，避免因煤炭产量和价格大起大落冲击相关产业及经济发展，实现上下游各行业的多赢发展。 （二）统筹推进电力改革与行业发展，避免行业风险聚集 当前电力行业特别是发电企业正处于市场需求增长放缓、电力交易价格下降、燃料成本大幅上涨、节能减排改造任务繁重、产能过剩风险加剧等多重矛盾交织叠加的特殊时期，企业面临严峻的经营压力和困境，急需统筹电力改革与行业发展、经营各项工作，积极稳妥推动改革政策落实。一是要统筹协调电力体制改革、国企改革、国有资产监督管理体制改革等多重改革与行业发展，完善相关调控政策。充分考虑改革对象的承受能力，坚持在保证行业企业运行在合理区间和健康发展的大前提下，推进行业改革和产业调控，避免各类不利因素叠加影响造成的风险快速聚集，引发企业大面积经营困难。二是加强政府对电力市场改革的指导和监督，推进电力市场公平、有序竞争。建议中央政府有关部门密切关注改革中出现的新情况、新趋势，进一步规范电力市场化改革秩序，营造公平公开、竞争有序的电力市场环境，加强对各省级电力市场交易的指导和监管，及时纠正地方保护性的不合理政策；坚持市场为主、政府引导为辅的原则，避免政府对电力交易具体过程的过多干预。三是推动电力交易价格形成机制的建立和完善。完善电力市场交易机制，避免人为设计严重供需不平衡的电力交易市场等不规范行为，建立交易价格信息统计发布平台，逐步形成合理的价格形成机制，使价格信号真正反映市场供需。四是健全电力市场主体信用体系。健全守信激励和失信惩戒机制，加强对电力市场主体的监督和惩戒，规范电力市场交易秩序，防范恶性竞争；切实加强直接交易合同约束力，保证交易双方的履约意识，杜绝用户实际用电量与合同电量存在较大偏差、长期拖欠巨额电费等行为，维护市场秩序。 （三）坚持输出与就地消纳并重，推进市场机制化解清洁能源弃能问题 近年来我国可再生能源发电的迅速发展显著促进了能源结构的优化调整，但在电力消费市场放缓的大背景下，新能源发展过于集中和速度过快、电源电网发展不协调等矛盾，严重制约了新能源发电的健康可持续发展，需统筹协调相关部门和企业，标本兼顾，从行业全局妥善解决好弃能问题。一是提高可再生能源在更大范围内的平衡消纳能力。采取有效措施，加强送受端、区域间的协调，充分利用现有跨省（区）输电通道，结合规划加快跨省（区）输电工程，特别是可再生能源基地外送通道建设，确保现有可再生能源过剩能力得到更大范围消纳、新增发电能力能及时送出。二是提高可再生能源发电就近消纳能力。充分发挥市场机制在消纳存量可再生能源中的关键作用，鼓励可再生能源参与电力直接交易，推进可再生能源与火电发电权交易置换，以及可再生能源替代燃煤自备电厂发电，促进可再生能源就近消纳。三是推广实行峰谷分时电价。结合电力交易市场的建立和发展，加快峰谷分时电价和实时电价的试点和推广应用；加强需求侧管理，适当加大峰谷电价差，促进低谷电能消费、提高电网负荷水平；完善阶梯电价制度，鼓励居民低谷时段用电，低谷电量不纳入阶梯电价的计量，促进居民用电增长。四是加快建立辅助服务市场，提高系统综合调峰能力。建立健全发电企业调峰、调频、备用等辅助服务考核机制和补偿机制；加快建设抽水蓄能等各类调峰电源，鼓励各方投资建设服务新能源消纳的调峰机组；贯彻落实好国家能源局关于火电灵活性改造试点的通知要求，尽快推进各批次试点项目改造，积累经验，逐步推广。五是加强政府监管，提高政策执行力度。提高国家各项清洁能源发展政策措施的统一性和连续性，稳妥处理好电力行业当期投资与长远发展之间的关系，进一步协调好地方政府和中央企业之间的关系，为清洁能源的健康有序发展提供健康的政策环境。",
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"power_transmission.file_content": " 9月1日，中电联召开电煤市场形势分析座谈会。中电联党组书记、常务副理事长杨昆主持会议并作总结讲话，党组成员、专职副理事长兼秘书长于崇德出席会议。 会议认为，在2016年以来，党中央、国务院高度重视供给侧改革，政府部门陆续出台了相关政策以推动化解煤炭行业、钢铁行业产能过剩的问题，电力行业在落实执行相关政策方面给予了全力支持。 会上，各参会单位介绍了国家去产能政策出台后，电力企业在生产经营上出现的新情况、新变化，分析了电煤供应新形势及对电力经济安全稳定运行、电力改革方面的影响，并对如何保障电煤稳定供应和电力系统安全可靠运行提出了意见和建议。 于崇德指出，电煤市场形势的变化对电力行业的安全稳定运行产生了重要影响，需要从供需、煤价、运力协调等多方面开展研究、提出对策。 最后，杨昆高度肯定了各单位在贯彻落实国家有关政策上的政治意识、大局意识和责任意识。他指出，当前电力行业特别是发电企业正处于市场需求增速明显放缓、电力交易价格下降、节能减排改造任务繁重、产能过剩风险加剧的特殊时期。中电联将坚持“立足行业、服务企业、联系政府、沟通社会”的功能定位，加大对行业分析研判力度，加强市场监测和预测预警，为贯彻落实国家电力产业政策，服务电力行业，保障电力供应、推进电力改革等方面做出应有的贡献。 国家电网公司、南方电网公司、华能、大唐、华电、国电、国家电投、神华、粤电、浙能集团等单位有关同志，中电联规划发展部、环保与资源节约部、电力发展研究院、电力评价咨询院相关人员参加会议。",
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"power_transmission.file_title": "中电联发布2016年上半年全国电力供需形势分析预测报告",
"power_transmission.file_content": " 上半年，全社会用电量同比增长2.7%，增速同比提高1.4个百分点，用电形势比上年有所好转。第三产业和城乡居民生活用电较快增长，分别拉动全社会用电量增长1.2和1.0个百分点，所占全社会用电比重同比分别提高0.8和0.6个百分点；第二产业用电同比增长0.5%，行业用电继续分化，其中四大高耗能行业合计用电量同比下降3.3%、比重同比降低1.9个百分点，下拉全社会用电量增速1.1个百分点，仍是第二产业及其工业用电低速增长、制造业用电负增长的最主要原因，而高耗能行业之外的其他制造业用电量增长4.0%，反映出国家结构调整和转型升级效果继续显现，电力消费结构不断调整。上半年，新增发电装机容量为历年同期最多，6月底全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量15.2亿千瓦，同比增长11.3%，超过同期全社会用电增速8.6个百分点，局部地区电力供应能力过剩问题进一步加剧；非化石能源发电量延续快速增长，火电发电量继续负增长、设备利用小时继续下降。全国电力供需总体宽松、部分地区过剩。 预计下半年，全社会用电量增长水平与上半年总体相当，预计全年全社会用电量同比增长2.5%左右，增速高于2015年。全年新增装机1.2亿千瓦，预计年底发电装机容量16.4亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机比重将进一步提高至36.5%左右；全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩。全年火电设备利用小时降至4050小时左右，加之燃煤发电上网电价下调、部分省份电力用户直接交易降价幅度较大、电煤价格稳中有升，煤电企业效益被进一步压缩，发展面临更大挑战，也将影响到煤电上下游行业协调可持续发展。 一、上半年全国电力供需状况 （一）电力消费增速同比提高，用电形势有所好转 上半年全国全社会用电量2.78万亿千瓦时、同比增长2.7%，增速同比提高1.4个百分点，用电形势有所好转。主要原因：一是实体经济和服务业经济运行总体平稳；二是1-2月份全国大部分地区气温偏低，6月份华东、华中、南方大部分省份气温偏高,对居民生活及第三产业用电有较强拉动作用；三是闰年因素（2月份多一天），拉高上半年用电增速约0.55个百分点。分季度看，一、二季度全社会用电量同比分别增长3.2%（扣除闰年因素增长2.1%）和2.1%，两个季度实际增长水平持平，比上年三、四季度增速明显回升。 电力消费主要特点有： 一是第二产业及其工业用电量正增长，产业结构调整和转型升级效果继续显现。第二产业及其工业用电量均同比增长0.5%，增速均同比提高1.0个百分点。制造业用电量同比下降0.3%，其中,四大高耗能行业合计用电量同比下降3.3%、降幅同比扩大1.8个百分点，扣除四大高耗能行业以外的制造业用电量增长4.0%，达到中速增长水平，可见高耗能行业是导致制造业用电负增长的最主要原因，反映出产业结构调整和转型升级效果继续显现。 二是第三产业和城乡居民生活用电较快增长。与第三产业增加值保持较快增长相对应，第三产业用电量同比增长9.2%，其中信息传输计算机服务和软件业用电同比增长14.2%。城乡居民生活用电同比增长7.7%，增速同比提高2.9个百分点。 三是电力消费增长动力持续转换、消费结构继续调整。从用电增长动力看，第三产业和城乡居民生活用电量较快增长，分别拉动全社会用电量增长1.2和1.0个百分点，而第二产业仅拉动全社会用电量增长0.4个百分点，其中四大高耗能行业合计下拉全社会用电量增速1.1个百分点，反映出当前拉动用电增长的主要动力从传统高耗能行业继续向服务业和生活用电转换。从电力消费结构看，第三产业和城乡居民生活用电量比重同比分别提高0.8和0.6个百分点，而第二产业比重降低1.5个百分点，其中四大高耗能行业比重降低1.9个百分点。 四是地区用电增长差异明显，东、中部地区用电形势相对较好。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长3.6%、3.5%、0.9%和0.6%，增速同比分别提高1.4、3.8、-1.7和2.6个百分点。总体来看，东、中部地区市场化程度相对较高、产业结构多元，高耗能产业比重相对较小，是全国用电增长的主要稳定力量；而西部和东北地区大部分省份高耗能产业比重偏大、产业相对低端，用电量受高耗能行业持续低迷的影响更为明显。 （二）发电装机快速增长、电力供应能力总体富余 上半年，全国主要电力企业合计完成投资同比增长14.5%。其中，电网投资增长33.2%，主要是电网公司贯彻落实国家相关文件精神，加大了城乡配网及农网升级改造力度，全国110千伏及以下电网投资同比增长57.1%；电源投资下降8.7%，主要是火电、水电和风电投资同比下降。 上半年，新增发电装机5699万千瓦，同比多投产1360万千瓦，其中新增非化石能源发电装机3024万千瓦，占新增装机的53.1%。截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.2亿千瓦、同比增长11.3%，超过同期全社会用电量增速8.6个百分点，局部地区装机过快增长、过剩压力进一步加剧。上半年，全国规模以上电厂发电量2.76万亿千瓦时、同比增长1.0%。发电设备利用小时1797小时、同比降低138小时。 电力供应主要特点有： 一是火电新增装机规模为“十二五”以来同期新高，发电设备利用小时同比继续降低。上半年国家出台了促进煤电有序发展的相关政策，火电投资同比下降6.4%；火电新增装机2711万千瓦（其中煤电2149万千瓦），同比多投产367万千瓦，是“十二五”以来同期投产最多的一年，主要是前两年火电投资快速增长，一批在建项目陆续投产。6月底全国6000千瓦及以上火电装机容量10.2亿千瓦（其中煤电9.2亿千瓦），同比增长7.9%。全国规模以上电厂火电发电量同比下降3.1%，继续负增长；设备利用小时1964小时（其中煤电2031小时），同比降低194小时，为近十年来的同期最低水平。火电设备利用小时分省份看，重庆、福建、广西、湖南、四川和云南低于1500小时，其中云南仅有648小时、比全国平均水平低1316小时，该省火电企业持续亏损、生产经营异常困难。 二是水电发电量快速增长，发电设备利用小时创近十年同期新高。水电投资同比下降17.9%，已连续4年下降；新增水电装机437万千瓦。6月底全国6000千瓦及以上水电装机2.8亿千瓦，同比增长4.7%。今年汛期以来大部分地区降水偏多，全国规模以上电厂水电发电量同比增长13.4%，设备利用小时1658小时，同比提高146小时，为近十年来同期最高水平。 三是并网风电装机容量及发电量快速增长，风电设备利用小时同比降低。风电投资下降38.4%；6月底全国并网风电装机1.4亿千瓦，同比增长30.7%，甘肃、宁夏、新疆、内蒙古并网风电装机容量占当地总装机比重超过20%，黑龙江、吉林和河北超过15%；全国6000千瓦及以上电厂风电发电量增长24.4%，设备利用小时917小时、同比降低85小时，其中宁夏、新疆分别降低350和317小时。“三北”地区部分省份弃风情况较为严重。 四是并网太阳能发电装机容量翻倍增长，太阳能发电设备利用小时同比降低。上半年，受光伏发电上网电价调整政策影响，一大批太阳能发电项目集中投产，太阳能发电装机新投产1760万千瓦，截至6月底全国并网太阳能发电装机容量6304万千瓦（其中绝大部分为光伏发电），同比增长一倍。上半年，全国6000千瓦及以上电厂并网太阳能发电量271亿千瓦时、同比增长55.6%；全国并网太阳能发电设备利用小时591小时、同比降低55小时，新疆和宁夏降幅超过100小时。西北地区部分省份弃光情况较为突出。 五是核电装机及发电量快速增长，核电设备利用小时同比降低。核电投资同比增长5.1%；6月底全国核电装机容量同比增长33.8%。发电量同比增长24.9%；设备利用小时3347小时，同比降低109小时。与上年同期相比，除广东外的其余省份设备利用小时降幅均超过200小时，其中福建、辽宁分别降低719和452小时,主要是近两年用电增长放缓而装机容量快速增长，尤其是多台核电机组陆续投产导致电力供应能力富余，部分核电机组降负荷运行甚至停机备用。 六是跨区送电较快增长，省间送电增速同比提高。跨区、跨省送电量分别增长9.7%和4.8%，增速同比分别提高5.9和5.7个百分点。其中，西北外送电量增长10.1%，主要是哈(密)郑(州)±800千伏特高压直流工程送出增长36.7%；华中外送电量增长24.3%，主要是积极组织水电送华东增长54.9%。南方电网区域西电东送电量同比增长1.6%。 七是电煤市场供大于求矛盾有所缓解，发电用天然气供应总体平稳。4月份以来全国煤炭产量明显下降，煤炭市场供大于求的矛盾有所缓解，煤炭价格有所上升。一季度个别地区部分时段天然气发电供气受到一定影响；4月份以来进入天然气消费淡季，全国天然气发电供气总体有保障。 （三）全国电力供需总体宽松、部分地区过剩 上半年，全国电力供需总体宽松、部分地区过剩。分区域看，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份富余，东北和西北区域电力供应能力过剩。 二、下半年全国电力供需形势预测 （一）全年电力消费增速高于2015年 综合考虑宏观经济形势、工商业用电价格下调、电力用户直接交易降低用户生产成本、电能替代等因素，预计2016年电力消费情况总体好于2015年。根据上半年气温因素对用电的实际影响，以及气象部门对今年迎峰度夏期间全国大部分地区气温偏高的预测判断，初步预计气温因素将拉高2016年全年全社会用电量增速1个百分点甚至更高，因此对全社会用电量增速的预测值比年初预测值上调1个百分点。预计2016年全年全社会用电量同比增长2.5%左右，其中下半年全社会用电量增长水平与上半年总体相当。 （二）新增发电装机容量继续超过1亿千瓦，非化石能源发电装机比重进一步提高 预计全年全国基建新增发电装机1.2亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机7000万千瓦左右，煤电5000万千瓦左右。预计2016年底全国发电装机容量将达到16.4亿千瓦、同比增长7.8%左右，其中非化石能源发电6.0亿千瓦、占总装机比重将上升至36.5%左右。 （三）全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩 预计东北和西北区域电力供应能力过剩，华北区域电力供需总体平衡、蒙西和山西富裕，华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、部分省份富余。预计全年发电设备利用小时3750小时左右，其中火电设备利用小时将降至4050小时左右，比上年降低300小时左右。 三、有关建议 （一）有效控制煤电新开工规模，促进各类电源健康有序发展 在当前全国电力供需形势总体宽松、部分地区过剩的背景下，大力推进电力供给侧结构性改革，关键是要有效控制煤电新开工规模，优化增量结构。一是有效控制煤电新开工规模。地方政府及发电企业应严格贯彻落实国家关于煤电有序发展的相关文件，密切关注煤电规划建设风险预警提示，科学确定和有效控制煤电新开工规模，逐步缓解煤电产能过剩现状。二是坚持集中与分布式相结合的原则发展新能源。在具有消纳能力的地区按规划有序推进风电、光伏发电发展；积极推动中东部地区分散式、分布式新能源开发，实现低压并网就地消纳；鼓励大型发电企业积极参与分布式发电开发。 （二）坚持输出与就地消纳并重，推广实行峰谷分时电价，用辅助服务等市场机制着力解决弃水、弃风和弃光问题 一是扩大可再生能源在更大范围内的平衡消纳能力。采取有效措施，充分利用现有跨省区输电通道，结合规划加快跨省区输电工程特别是可再生能源基地外送通道建设，确保现有可再生能源过剩能力得到更大范围消纳、新增发电能力能及时送出。二是提高可再生能源发电就近消纳能力。充分发挥市场机制在消纳存量可再生能源中的关键作用，鼓励可再生能源参与电力直接交易，推进可再生能源与火电发电权交易置换，以及可再生能源替代燃煤自备电厂发电，促进可再生能源就近消纳。三是推广实行峰谷分时电价。结合电力交易市场的建立和发展，加快峰谷分时电价和实时电价的试点和推广应用；加强需求侧管理，适当加大峰谷电价差，促进低谷电能消费、提高电网负荷水平；完善阶梯电价制度，促进居民用电增长。四是加快建立辅助服务市场，提高系统综合调峰能力。建立健全发电企业调峰、调频、备用等辅助服务考核机制和补偿机制，充分挖掘电力系统现有调峰潜力，鼓励各方投资建设服务新能源消纳的调峰机组，合理补偿云南等地区火电机组保安备用功能，认真贯彻落实国家能源局《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》（国能综电力〔2016〕397号），尽快推进火电灵活性试点项目的实际改造，积累运行经验，在总结试点经验的基础上逐步推广应用。 （三）统筹电力改革与行业发展、稳妥推进各项改革，避免行业风险聚集 当前电力行业特别是发电企业正处于市场需求增速明显下滑、电力交易价格下降、节能减排改造任务繁重、产能过剩风险加剧四重矛盾交织叠加的特殊时期，急需统筹电力改革与行业发展、经营各项工作，积极稳妥推动改革政策落实。一方面，要统筹协调电力体制改革、国企改革、国有资产监督管理体制改革等各项改革与行业发展和经营，完善相关调控政策。坚持在保证行业企业运行在合理区间和健康发展的大前提下，推进行业改革和产业调控，避免各类不利因素叠加影响造成的风险快速聚集，引发企业大面积经营困难。另一方面，密切关注改革中出现的新情况、新趋势，进一步规范电力市场化改革秩序，创造公平、公开、竞争有序的电力市场环境，真正发挥市场配置资源的作用。国家有关部门加强对各省级电力市场交易的指导和监管，及时纠正地方保护性的不合理政策，研究出台电力市场主体准入要求及电力市场交易规则等范本；坚持市场为主、政府引导为辅的原则，避免政府对电力交易具体过程的过多干预；切实加强直接交易合同约束力，保证交易双方的履约意识，维护市场秩序。 （四）推进电能替代，提高电能占终端能源消费比重 认真贯彻落实国家发改委等8个部门联合印发的《关于推进电能替代的指导意见》（发改能源〔2016〕1054号），提高电能占终端能源消费比重。一是坚持规划引领，着力抓好规划落实。统筹能源资源开发利用、大气污染防治和经济社会可持续发展，合理规划电能替代；各地方政府应将电能替代纳入当地能源和大气污染防治工作，在城市总体规划、能源发展规划中充分考虑电能替代发展，保障电能替代配套电网线路走廊和站址用地，依据规划加快推进城乡配电网及农网升级改造，释放用电需求。二是坚持市场运作，创新商业模式。鼓励社会资本投入电能替代领域，探索多方共赢的市场化项目运作模式，鼓励以合同能源管理、设备租赁、以租代建等方式开展电能替代，鼓励企业提供多样化的综合能源解决方案；引导社会力量积极参与电能替代技术、业态和运营等创新；完善技术标准和准入制度。三是坚持有序推进，鼓励试点示范。各地区因地制宜、稳步有序地推进经济性好、节能减排效益佳的电能替代试点示范项目，并加强项目建设管理;不断扩大试点范围，总结试点经验，及时开展示范成果展示，推广复制成功经验。四是坚持改革创新，加快关键技术和设备研发。结合电力体制改革，完善电力市场化交易机制，促进电能替代；创新电能替代技术路线，加快电能替代关键设备研发，促进技术装备能效水平显著提升。",
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"power_transmission.file_title": "中电联发布《2016年一季度全国电力供需形势分析预测报告》",
"power_transmission.file_content": " 一季度，全社会用电量同比增长3.2%，增速同比提高2.4个百分点、比上年四季度提高3.7个百分点，用电形势有所好转。第三产业和城乡居民生活用电量快速增长，分别拉动全社会用电量增长1.5和1.6个百分点，所占全社会用电比重同比分别提高1.0和1.1个百分点；第二产业同比增长0.2%，其中四大高耗能行业用电量同比下降5.8%、比重降低2.7个百分点，合计下拉全社会用电量增速1.8个百分点，仍是第二产业及其工业用电量低速增长的最主要原因，反映出国家结构调整和转型升级效果继续显现，拉动用电增长的主要动力从传统高耗能产业向服务业和生活用电转换，电力消费结构在不断调整。一季度新增发电装机容量为历年同期最多，3月底全口径发电装机容量达到15.2亿千瓦左右、供应能力充足，非化石能源发电量延续快速增长，火电发电量持续负增长、设备利用小时继续下降。全国电力供需总体宽松、部分地区过剩。 展望后三季度，预计上半年全社会用电量同比增长2%左右，全年电力消费增速高于2015年。全年新增装机超过1亿千瓦，预计年底发电装机容量将达到16.3亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机比重进一步提高至36%左右；全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩。全年火电设备利用小时降至4000小时左右，加之燃煤发电上网电价下调、部分省份电力用户直接交易降价幅度较大，煤电企业生产效益被进一步压缩，发展面临更大的挑战。 一、一季度全国电力供需状况 （一）电力消费增速回升，用电形势有所好转 一季度全国全社会用电量1.35万亿千瓦时、同比增长3.2%，增速同比提高2.4个百分点、环比上年四季度提高3.7个百分点，用电形势有所好转。主要原因：一是今年以来经济运行总体平稳，尤其是3月份显现出积极变化，当月用电量增长5.6%，对一季度用电增长的贡献达到60%，高于往年同期平均值20个百分点左右。二是闰年因素（2月份多一天），拉高当季用电增速1.1个百分点。三是气温偏低因素。据气象部门监测，1、2月份全国平均气温分别比上年同期低2.2℃和1.4℃,对居民生活及第三产业用电有明显拉动作用。 3月份，全社会用电量同比增长5.6%，比1-2月份回升3.6个百分点。主要原因：一是工业生产以及外贸出口显现出积极变化。二是上年同期基数偏低（上年3月份增速为-2.2%）。三是少数省份高耗能行业用电增速在一季度的月度之间波动较大。 电力消费主要特点有： 一是第三产业及其各行业用电均实现快速增长。第三产业用电同比增长10.9%，第三产业内各行业用电量均实现较快增长。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.6%，延续近年来的快速增长势头；住宿和餐饮业用电增长8.3%，增速同比提高5.8个百分点，随着消费转向大众消费，用电形势明显好于前两年。 二是城乡居民生活用电量快速增长。城乡居民生活用电同比增长10.8%，为2013年四季度以来的季度最高增速。1、2月份全国大部分地区气温偏低，促进了用电负荷及电量较快增长，其中东、中部地区受气温影响尤为突出。 三是第二产业及其工业用电量增速实现由负转正。第二产业及其工业用电量均同比增长0.2%，其中3月当月第二产业用电量同比增长4.3%，带动当季增速实现由负转正，扭转了上年以来季度增速持续负增长的态势。制造业用电量同比下降1.5%，其中建材、有色金属冶炼和黑色金属冶炼行业用电量同比分别下降4.7%、5.7%、14.0%，是导致第二产业及其工业用电低速增长、制造业用电负增长的主要原因，若扣除这三个行业，则第二产业及其工业、制造业用电量同比分别增长4.5%、4.7%和4.5%。 四是电力消费增长动力持续转换、消费结构继续调整。从用电增长动力看，第三产业和城乡居民生活用电量快速增长，分别拉动全社会用电量增长1.5和1.6个百分点，而第二产业持续低速增长，其中四大高耗能行业用电量继续下降、下拉全社会用电量增速1.8个百分点，反映出当前拉动用电增长的主要动力从传统高耗能行业继续向服务业和生活用电转换。从电力消费结构看，一、二、三产及城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为1.4%、68.7%、14.3%和15.6%。与上年同期相比，第三产业和城乡居民生活用电量比重分别提高1.0和1.1个百分点，而第二产业比重降低2.1个百分点，其中四大高耗能行业比重降低2.7个百分点，反映出国家结构调整和转型升级效果持续显现。 五是各地区用电均实现正增长，西部地区用电增速同比回落。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长4.1%、4.7%、1.0%和1.5%，增速同比分别提高2.8、5.5、-0.9和3.5个百分点。其中，东部地区拉动全国全社会用电量增长2.0个百分点，是全国用电增长的主要稳定力量；中部地区在各地区中增速提高幅度最大，除了经济平稳增长外，上年同期基数偏低（上年同期增速为-0.8%）以及高耗能行业用电降幅收窄是主要原因；西部地区是唯一用电增速回落的地区，该地区高耗能产业比重偏大、且高耗能行业用电增速同比回落幅度较大是主要原因，全国用电负增长的5个省份中有4个属于西部地区；东北地区受上年持续负增长导致基数偏低影响，今年以来用电形势总体好于上年，扭转了持续负增长的态势，但增速低于全国平均水平。 （二）发电装机快速增长、电力供应能力总体富余，非化石能源发电延续快速增长，火电设备利用小时继续降低 一季度，全国主要电力企业合计完成投资同比增长14.2%，其中电源投资同比下降14.9%，电网投资同比增长40.8%。基建新增发电装机2815万千瓦，是历年同期新增装机最多的一年、比上年同期多投产1008万千瓦，其中新增非化石能源发电装机1084万千瓦。3月底全国6000千瓦及以上电厂装机为14.9亿千瓦、同比增长11.7%，远超同期全国电力消费增速,全口径发电装机容量达到15.2亿千瓦左右。一季度全国规模以上电厂发电量1.36万亿千瓦时、同比增长1.8%；全国发电设备利用小时886小时、同比降低74小时。 电力供应主要特点有： 一是火电新增装机规模创近些年同期新高，发电设备利用小时同比继续降低。火电投资同比下降19.5%；新增装机1746万千瓦（其中煤电1363万千瓦），创近些年同期新高，局部地区火电装机过快增长、过剩压力进一步加剧。3月底全国6000千瓦及以上火电装机容量10.1亿千瓦（其中煤电8.4亿千瓦），比上年3月底增长9.3%。火电发电量持续负增长，同比下降2.2%；设备利用小时1006小时（其中煤电1054小时），同比降低108小时，已连续20个月同比降低，为近十年来的同期最低水平。受水电大发影响，浙江、广西、湖南、广东、福建、四川、云南和西藏火电设备利用小时均低于900小时，其中云南仅有279小时、比全国平均水平低728小时。 二是水电发电设备利用小时创近十年同期新高。水电投资同比下降20.5%，已连续4年下降；新增水电装机159万千瓦。3月底全国6000千瓦及以上水电装机2.8亿千瓦，比上年3月底增长5.0%。全国规模以上电厂水电发电量同比增长17.5%，设备利用小时691小时、同比增加82小时，为近十年来同期最高水平。水电装机容量超过500万千瓦的省份中，福建、广西、湖南、贵州和四川水电设备利用小时分别达到1180、976、933、820和769小时。 三是并网风电、太阳能发电装机及发电量高速增长，风电设备利用小时同比降低。风电投资下降27.9%，3月底全国并网风电装机1.34亿千瓦，比上年3月底增长33%，其中内蒙古和新疆分别达到2453和1691万千瓦；发电量增长21.0%，设备利用小时422小时、同比减少61小时，并网风电装机容量超过500万千瓦的11个省份中有10个省份利用小时同比降低。3月底全国并网太阳能发电装机容量5000万千瓦左右，其中甘肃、新疆、青海和内蒙古超过500万千瓦。 四是核电装机及发电量高速增长。核电投资同比下降5.7%，已连续4年下降。3月底全国核电装机容量2814万千瓦，比上年3月底增长33.7%。一季度发电量同比增长33.4%，设备利用小时1646小时、同比增加7小时。 五是跨区、跨省送电增速均同比提高。跨区、跨省送电量分别增长4.8%和3.6%，增速同比分别提高3.5和6.3个百分点。其中，西北受哈(密)郑(州)±800千伏特高压直流工程送出增长47.3%影响，外送电量增长9.8%；华中由于水电送华东增长97.1%，外送电量增长33.1%。南方电网区域西电东送电量同比增长5.5%。 六是电煤供应宽松，发电用天然气供应总体平稳。电煤供需总体宽松，煤炭价格稳中略升。受气温偏低以及上年底气价下调刺激需求等因素影响，全国天然气消费需求回升，绝大部分地区天然气发电供气总体有保障。 （三）全国电力供需总体宽松、部分地区过剩 华北区域电力供需总体平衡，华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余，东北和西北区域电力供应能力过剩。 二、后三季度全国电力供需形势预测 （一）全年电力消费增速高于2015年 综合考虑宏观经济形势、气温及基数、工商业用电价格下调、电力用户直接交易降低用户生产成本、电能替代等因素，预计2016年电力消费情况总体好于2015年。考虑到上年二季度较一季度基数有所上升等因素，预计上半年全社会用电量同比增长2%左右。全年增速仍维持年初的判断，在考虑常年气温水平的情况下，预计全年全社会用电量同比增长1%-2%（如果气温波动较大，其对全社会用电量增幅的影响程度可能达到1个百分点左右），后续需密切关注主要经济指标及电力消费走势。 （二）新增发电装机仍保持较大规模，非化石能源发电装机比重进一步提高 预计全年新增发电装机超过1亿千瓦，其中非化石能源发电装机超过5500万千瓦。预计年底全国发电装机容量16.3亿千瓦、同比增长7.0%左右，其中非化石能源发电5.9亿千瓦、占总装机比重36%左右。 （三）全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩 预计东北和西北区域电力供应能力过剩较多，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、多个省份富余。按照全社会用电量增速1%-2%的中值测算，预计全年发电设备利用小时3700小时左右，其中火电设备利用小时将降至4000小时左右。 三、有关建议 （一）严控煤电新开工规模，坚持集中与分布式相结合的原则发展新能源，加快推进城乡配网及农网升级改造，促进电力行业科学发展 一是严控煤电新开工规模。地方政府及发电企业应认真贯彻落实国家发改委、国家能源局《关于促进我国煤电有序发展的通知》文件要求，密切关注煤电规划建设风险预警提示，有序规划和建设煤电项目，科学确定和严格控制煤电新开工规模，避免进一步加剧煤电产能过剩。二是坚持集中与分布式相结合的原则发展新能源。在具有消纳能力的地区继续推进风电、光伏发电发展，积极推动中东部地区分散式、分布式新能源开发，实现低压并网就地消纳；有关部门及地方在分布式发电的电价、融资、并网、建筑屋顶物权等方面加大政策扶持和创新力度；调动各方面的积极性，鼓励大型发电企业积极参与分布式发电开发。三是加快推进城乡配电网及农网升级改造，促进新能源就地消纳、提高电能替代比重。各级政府及相关企业要认真贯彻落实国务院关于实施新一轮农网改造升级工程电视电话会议精神，以及国家发展改革委《关于加快配电网建设改造的指导意见》、国家能源局《配电网建设改造行动计划(2015～2020年)》等文件要求，加快编制并落实相关专项规划及政策措施，实现配电网布局优化，满足分布式能源及电动汽车快速发展的接入要求，促进新能源就地消纳、提高电能替代比重，并为智慧化用电发展提供保障。 （二）坚持输出与就地消纳并重，加快建立辅助服务市场、提高系统综合调峰能力，着力解决“弃水”、“弃风”、“弃光”问题 一是扩大可再生能源在更大范围内平衡消纳能力。提高已投运的跨省区输电通道利用效率；结合规划加快跨省区输电工程特别是水电、风电外送通道建设。二是千方百计提高可再生能源发电就近消纳能力。认真落实国家发改委《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》（发改办运行[2015]2554号），鼓励风电、光伏发电企业参与电力直接交易，推进可再生能源与火电发电权交易置换，以及可再生能源替代燃煤自备电厂发电，积极推广电采暖等多种形式的电能替代。三是加快建立辅助服务市场，提高系统综合调峰能力。加快调峰等辅助服务市场建设，在建立相应市场激励机制的基础上加快将部分有条件的煤电机组改造为深度调峰机组，鼓励热电联产、自备电厂积极参与调峰，充分发挥抽水蓄能机组和储能设备的快速调峰能力，着力提高电网的可再生能源消纳能力。四是推广实行峰谷分时电价、完善阶梯电价制度。针对居民等电力用户实行峰谷分时电价等需求侧管理，并适当加大峰谷电价差，提高低谷时段电网负荷水平，促进低谷电能消费；在当前电力消费需求放缓、电力供应能力总体富余的形势下，完善阶梯电价制度，促进电能消费并提高电能替代规模，提升电能占终端能源消费比重。 （三）积极稳妥、统筹推进电力用户直接交易，完善市场交易规则并加强市场秩序监管 一是积极稳妥，统筹推进。各地应遵循我国市场化改革的整体部署，结合本地自身实际，积极稳妥，统筹推进电力用户直接交易；直接交易推进过程中，既要满足国家有关直接交易电量比例放开的进度安排，也要避免推进过快但相关规则尚未健全而出现的不规范竞价；尚未启动直接交易试点的地区要积极探索并尽快启动，为明后年进一步扩大直接交易比例做好准备。二是完善市场交易规则，着力培育各类市场主体。严格遵循电力体制改革9号文和国家有关改革配套文件精神，尽快建立并完善电力直接交易相关交易规则；坚持市场为主、政府引导为辅的原则，厘清政府职责与市场边界；积极探索交易方式，着力规范电力市场主体的准入管理、培育各类市场主体，规范交易双方的交易行为，推动电力市场体系建设。三是加强市场秩序监管。国家有关部门密切跟踪、加强电力用户直接交易监管，对地方政府直接指定交易对象、电量、电价等非市场行为及时纠正，禁止不符合国家产业政策的企业参与直接交易；切实加强直接交易合同约束力，保证交易双方的履约意识，杜绝用户实际用电量与合同电量存在较大偏差、长期拖欠巨额电费等行为，维护市场秩序。",
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"power_transmission.pubdate": "[2016-04-27]",
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"power_transmission.file_content": " 随着我国经济发展进入新常态，电力生产消费也呈现新常态特征。电力供应结构持续优化，电力消费增长减速换档、结构不断调整，电力消费增长主要动力呈现由高耗能向新兴产业、服务业和居民生活用电转换，电力供需形势由偏紧转为宽松。 2015年，受宏观经济尤其是工业生产下行、产业结构调整、工业转型升级以及气温等因素影响，全社会用电量同比增长0.5%、增速同比回落3.3个百分点，第二产业用电量同比下降1.4%、40年来首次负增长。固定资产投资特别是房地产投资增速持续放缓，导致黑色金属冶炼和建材行业用电同比分别下降9.3%和6.7%，两行业用电下降合计下拉全社会用电量增速1.3个百分点，是第二产业用电量下降、全社会用电量低速增长的主要原因；两行业带动全社会用电增速放缓的影响明显超过其对经济和工业增加值放缓产生的影响，这是全社会用电增速回落幅度大于经济和工业增加值增速回落幅度的主要原因。四大高耗能行业用电量比重同比降低1.2个百分点，第三产业和城乡居民生活用电比重同比分别提高0.8个和0.6个百分点、分别拉动全社会用电量增长0.9和0.6个百分点，反映出国家经济结构调整效果明显，工业转型升级步伐加快，拉动用电增长的主要动力正在从传统高耗能产业向新兴产业、服务业和生活用电转换，电力消费结构在不断调整。全年新增发电装机容量创历史最高水平，年底发电装机达到15.1亿千瓦、供应能力充足，非化石能源发展迅速、年底非化石能源发电装机比重提高到35.0%；火电发电量负增长、利用小时降至4329小时。全国电力供需进一步宽松、部分地区富余。 展望2016年，预计宏观经济增速总体将呈现稳中缓降态势，电力消费增速将维持低速增长；全年新增装机1亿千瓦左右，预计年底发电装机容量将达到16.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机比重进一步提高至36%左右；全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩。火电设备利用小时进一步降至4000小时左右，加之燃煤发电上网电价下调、部分省份大用户直接交易操作过程中降价幅度较大，都将是大幅压缩煤电企业利润的因素。 一、2015年度全国电力供需状况 （一）电力消费减速换档、消费结构不断调整、消费增长主要动力转化，电力消费反映经济新常态特征 2015年，全国全社会用电量5.55万亿千瓦时，同比增长0.5%，增速同比回落3.3个百分点，“十二五”时期，全社会用电量年均增长5.7%，比“十一五”时期回落5.4个百分点，电力消费换档减速趋势明显。2015年电力消费增速放缓是经济增速放缓、经济结构优化等必然因素和气温等随机偶然因素共同作用、相互叠加的结果。分析具体原因： 一是宏观经济及工业生产增长趋缓，特别是部分重化工业生产明显下滑的影响。市场需求增长乏力，工业增加值和固定资产投资增速放缓，房地产市场低迷，钢铁、建材等部分重化工业行业明显下滑，如粗钢、生铁、水泥和平板玻璃产量同比分别下降2.3%、3.5%、4.9%和8.6%。二是产业结构调整和工业转型升级影响。国家推进经济结构调整和工业转型升级取得成效，高新技术行业比重上升，高耗能行业比重下降，单位GDP电耗下降、电能利用效率提升。三是气温因素影响。大部分地区冬季偏暖、夏季气温偏低，抑制用电负荷及电量增长。四是电力生产自身耗电减少的影响。全国跨省区输送电量增速大幅回落、线损电量同比下降3.7%，火电发电量负增长导致火电厂厂用电量增速回落。 电力消费主要特点有： 一是电力消费结构不断调整，四大高耗能行业比重下降。第三产业和城乡居民生活用电量比重分别比上年提高0.8和0.6个百分点，分别比2010年提高2.2和1.0个百分点；第二产业用电量比重分别比上年和2010年降低1.4和2.7个百分点，其中四大高耗能行业（化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼）用电量比重分别降低1.2和2.0个百分点，反映出国家结构调整和转型升级效果显现，且2015年步伐明显加快。 二是第二产业及其工业用电量负增长，黑色金属冶炼和建材行业用电量大幅下降是最主要原因。第二产业及其工业、制造业用电同比均下降1.4%，其中四大高耗能行业合计用电同比下降3.4%，各季度增速依次为-1.3%、-1.7%、-3.6%和-6.6%，四季度降幅明显扩大，直接带动当季全社会用电量负增长；受固定资产投资增速回落特别是房地产市场低迷等因素影响，黑色金属冶炼和建材行业用电同比分别下降9.3%和6.7%，增速同比分别回落10.9和12.2个百分点，两行业合计下拉全社会用电量增速1.3个百分点，是全社会用电增速明显回落(若扣除这两个行业，则全社会用电量增长2.2%)、第二产业及其工业用电负增长的主要原因；可见，高耗能行业快速回落导致全社会用电增速明显放缓，其对电力消费增速放缓产生的影响明显超过其对经济和工业增加值波动的影响，这也是全社会用电量增速回落幅度大于经济和工业增加值增速回落幅度的主要原因。“十二五”时期，建材、有色金属冶炼和黑色金属冶炼行业用电年均增速分别比“十一五”回落7.5、10.5和11.5个百分点，回落幅度远大于其他制造业行业，这既是全社会用电增速换挡的最主要原因，也反映出传统工业结构在持续调整。 三是第三产业和城乡居民生活用电增速同比提高，电力消费增长动力正在转换。随着第三产业蓬勃发展、城镇化及居民用电水平提高，第三产业和城乡居民生活用电同比分别增长7.5%和5.0%，增速同比分别提高1.1和2.8个百分点，分别拉动全社会用电量增长0.9和0.6个百分点，“十二五”时期用电年均增速分别高于同期第二产业增速4.8和2.4个百分点，显示出拉动用电增长的主要动力正在从高耗能产业向第三产业和生活用电转换。第三产业中的信息化产业加快发展，带动信息传输计算机服务和软件业用电增长14.8%。 四是东部地区用电增速最高、用电增长稳定作用突出,西部地区增速回落幅度最大。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长0.8%、0.2%、0.8%和-1.7%，增速同比分别回落2.7、1.5、4.0和3.4个百分点。东部地区用电在各地区中增速最高，其用电增长拉动全国用电增长0.4个百分点，是全国用电增长的主要稳定力量。西部地区用电回落幅度最大，四个季度用电增速依次为1.9%、3.3%、0.7%和-2.8%，下半年以来增速逐季回落，第四季度出现负增长、且降幅为各地区中最大；在产业结构调整升级、国内外经济增长缓慢、大宗商品市场持续低迷的环境影响下，高耗能行业用电增速回落，是西部地区用电量增速大幅回落的最主要原因，对全国用电增速回落的影响也很大。 （二）电力供应能力充足，非化石能源发电快速发展、发电生产结构持续优化，火电设备利用小时创新低 2015年，全国主要电力企业合计完成投资8694亿元、同比增长11.4%。其中，为贯彻落实《配电网建设改造行动计划(2015～2020年)》等文件要求，提升电网配电能力，电网公司进一步加大电网基础设施投资力度，全年完成电网投资4603亿元、同比增长11.7%；完成电源投资4091亿元、同比增长11.0%。全国净增发电装机容量1.4亿千瓦，创年度投产规模历史新高，其中风电新增投产超预期、达到历史最大规模。2015年底全国全口径发电装机容量15.1亿千瓦、同比增长10.5%。年底全口径发电量5.60万亿千瓦时、同比增长0.6%。全国发电设备利用小时3969小时、同比降低349小时，已连续三年下降。2015年，非化石能源发电装机容量和发电量占比分别比2010年提高8.1和8.3个百分点，电力供应结构逐年优化。 电力供应主要特点有： 一是水电投资连续两年下降，水电发电量较快增长，设备利用小时保持较高水平。“十二五”期间水电新开工规模明显萎缩，随着西南大中型水电项目相继投产，年底全国主要发电企业常规水电在建规模仅有3200万千瓦，全年水电投资同口径同比下降17.0%，已连续两年下降，预计未来几年水电新增规模较小。年底全口径水电装机容量3.2亿千瓦，发电量1.11万亿千瓦时、同比增长5.1%；设备利用小时3621小时，为近二十年来的年度第三高水平（2005年、2014年分别为3664和3669小时）。 二是并网风电、太阳能装机及发电量快速增长。主要受2016年初风电上网电价调整预期影响，2015年基建新增并网风电装机再创新高，年底全国并网风电装机容量1.3亿千瓦，“十二五”时期风电爆发式增长，累计净增容量近1亿千瓦；全年发电量1851亿千瓦时、同比增长15.8%，利用小时1728小时、同比降低172小时。近几年国家密集出台了一系列扶持政策，极大促进了太阳能发电规模化发展，东部地区分布式光伏在加快增长，西北地区光伏大基地呈规模化增加，这是“十二五”期间新能源建设发展的亮点。受当地市场需求疲软、消纳压力较大等因素影响，西北、东北部分风电和太阳能比重较高省份“弃风”、“弃光”问题比较突出。 三是核电投产规模创年度新高，发电量高速增长。全年净增核电机组600万千瓦，年底核电装机容量2608万千瓦、同比增长29.9%。“十二五”时期，核电装机容量净增1526万千瓦、年均增长19.2%。全年核电发电量同比增长27.2%，设备利用小时7350小时、同比降低437小时。 四是火电装机大规模投产，发电量连续两年负增长，利用小时创新低。全年净增火电装机7202万千瓦（其中煤电5186万千瓦），为2009年以来年度投产最多的一年，年底全国全口径火电装机9.9亿千瓦（其中煤电8.8亿千瓦、占火电比重为89.3%），同比增长7.8%。全口径发电量同比下降2.3%，已连续两年负增长。火电发电设备利用小时创1969年以来的年度最低值4329小时，同比降低410小时。火电设备利用小时持续下降，主要是电力消费增速向下换挡、煤电机组投产过多、煤电机组承担高速增长的非化石能源发电深度调峰和备用等功能的原因，此外，火电中的气电装机比重逐年提高，也在一定程度上拉低了火电利用小时。但是从火电占比、机组出力、负荷调节等特性，以及电价经济性等方面综合评价，火电在电力系统中的基础性地位在短时期内难以改变。 2015年，全国6000千瓦及以上电厂火电机组供电标准煤耗315克/千瓦时、同比降低4克/千瓦时，显著超额完成国家《节能减排“十二五”规划》确定的2015年325克/千瓦时的规划目标。 五是跨省区送电量增速大幅回落。2015年，全国跨区、跨省送电量同比分别增长2.8%和-1.8%，增速同比分别回落10.3和12.6个百分点，跨区送电量增长主要是前两年投产的特高压直流工程新增送出，如锦苏直流、宾金直流、哈郑直流送电分别增长8.2%、32.7%和92.7%。南方电网区域西电东送电量同比增长9.8%。三峡电站送出电量同比下降12.0%。 六是电煤供应持续宽松，发电用天然气供应总体平稳。国内煤炭市场需求下降，煤炭供应能力充足，电煤消费已经连续两年负增长，电煤供需总体宽松。全国天然气消费需求增长明显放缓，天然气发电供气总体有保障，气价下调一定程度上缓解了天然气电厂经营压力，但仍有部分气电企业亏损。 （三）全国电力供需进一步宽松、部分地区富余 2015年，全国电力供需进一步宽松、部分地区富余。东北和西北区域供应能力富余较多，华北电力供需总体平衡略宽松，华东、华中和南方区域电力供需总体宽松、部分省份富余，省级电网中，山东、江西、河南、安徽个别时段存在错峰，海南8月前电力供应偏紧。 二、2016年全国电力供需形势预测 （一）电力消费仍将保持低速增长 2016年，宏观经济增速总体将呈现稳中缓降态势，总体判断用电需求仍较低迷。但受低基数等因素影响，预计拉低2015年用电量增长的建材和黑色金属冶炼行业用电量降幅在2016年将收窄；受经济转型驱动，信息消费、光伏扶贫、城镇化发展等因素也会继续拉动第三产业和居民生活用电量保持较快增长；工商业销售电价下调以及电力用户直接交易，降低了用电企业生产成本，有助于改善企业经营，增加电力消费;部分地区推行电能替代既能促进大气污染防治和节能减排，也能促进电力消费增长。综合判断，在考虑常年气温水平的情况下，预计2016年全社会用电量同比增长1%-2%（在电量低速增长情况下，如果气温波动较大，其对全社会用电量增幅的影响程度可能达到1个百分点左右）。 分产业看，预计第一产业用电在常温气候条件下维持2015年中低速增长水平。第二产业用电受到部分行业尤其是重化工业产能过剩、国家加大节能减排力度、推动传统产业技术升级等综合因素的影响，但考虑到建材、黑色金属冶炼行业用电量降幅收窄，预计第二产业用电量降幅将比2015年收窄。第三产业在国家转型升级、积极推进“大众创业、万众创新”、培育信息消费，以互联网、大数据等新一代信息技术为主要代表的信息化加快发展等因素带动下，用电继续保持较快增长，预计用电量增速与2015年总体持平。城乡居民生活用电平稳增长，预计增速与2015年总体持平。 （二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高 预计全年新增发电装机1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机5200万千瓦左右；年底全国发电装机达到16.1亿千瓦、同比增长6.5%左右，其中水电3.3亿千瓦、核电3450万千瓦、并网风电1.5亿千瓦、并网太阳能发电5700万千瓦左右，非化石能源发电装机比重提高到36%左右。 （三）全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩 综合平衡分析，预计全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩。其中，东北和西北区域电力供应能力过剩较多，华北区域电力供需总体平衡、部分省份富裕，华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、多个省份富余。按照全社会用电量增速1%-2%的中值测算，预计全年发电设备利用小时3700小时左右，其中火电设备利用小时4000小时左右。 三、有关建议 （一）严格控制电源新开工规模，合理压缩投产规模，优化增量结构，促进电力行业科学发展 随着我国经济发展进入新常态，能源电力需求增速放缓，预计“十三五”前中期电力供需将延续总体富余、部分地区明显过剩的格局，电力行业发展将面临严峻挑战。必须努力践行创新、协调、绿色、开放、共享五大发展理念，加快转变电力发展方式，做优增量，把行业发展主要依靠外延式扩张转变为主要依靠创新和深化改革来推动。建议：一是严格控制电源新开工规模，合理压缩投产规模。要结合当前及“十三五”期间电力消费增速向下换挡的实际，科学确定和严格控制电源新开工规模，集中消化好现有过剩能力。相关政府部门既要严格控制煤电开工规模，也要适当控制具有明显随机性、间歇性、波动性特征的风电和光伏发电的开发节奏，以避免过快发展造成发电能力过剩加剧、行业资产利用效率下降和可再生能源电价附加上调压力加剧；要坚持地区环保约束、大范围资源优化配置以及市场公开竞价相结合的原则，取消一批不具备核准条件的煤电项目，暂缓一批已核准项目开工，避免进一步加剧发电市场过剩。发电企业更要严格控制电源新开工规模，尤其在电力过剩明显地区，缓建一批已核准项目，对于部分已开工项目，具备条件的也可研究推迟或停建，合理压缩投产规模，做好风险防控。二是提高调峰电源比重。在严格控制电源开工规模情况下，加快抽水蓄能等调峰电源建设，建议将部分有条件的煤电机组改造为调峰机组（并建立相应调峰辅助服务电价机制），提升电力系统综合调峰能力，既能提高可再生能源发电消纳能力，也能提升高参数大容量煤电机组运行效率，从而提高全行业乃至全社会资产利用效率和效益。三是优先开工水电和核电项目。相比风电和太阳能风电，水电和核电不仅同样具有良好绿色低碳性能，还有发电成本相对较低和发电容量效用高的比较优势，在严格控制电源总开工规模情况下，可有序开工这两类项目，为拉动和稳定经济增长、促进电力结构绿色转型和低碳发展、保障电力中长期安全经济供应发挥作用。四是加快清洁能源基地外送电通道建设以及城乡配电网建设改造。经济低谷时期电力投资是拉动社会经济增长的重要动力，同时也超前储备了经济发展的电力保障基础条件；清洁能源基地外送电通道以及城乡配电网建设改造，一方面是扩大西部清洁能源在东中部的消纳市场，另一方面，配电网升级建设改造，可以满足人民生活的电能替代需求，兼顾电动汽车、充电桩以及分布式能源快速发展的接入要求。 （二）远近结合、多措并举，加快解决“弃水”、“弃风”、“弃光”问题 电力建设发展具有较长的周期性和路径依赖，要加快解决电力系统运行中存在的突出问题，从行业全局来统筹协调已建发电设施的合理运行问题。从长远看，一方面要强化电力统一规划，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，健全国家规划刚性实施机制；另一方面要调整新能源发电发展思路，风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，鼓励中东部地区分散、分布式开发。更重要的是要在电力系统运行中采取综合性解决措施：一是建设跨区跨省通道，扩大可再生能源发电消纳市场。要结合规划尽快提出云南、四川和“三北”地区等可再生能源基地的跨省区消纳输电通道。二是优化系统调度运行，提高跨省区输电通道利用效率，在更大范围内解决弃水弃风弃光问题。三是建立系统调峰调频等辅助服务补偿机制或辅助服务市场，调动各类机组参与辅助服务市场的积极性，提高系统对非化石能源发电消纳能力。四是加快实施电能替代，采取灵活电价机制等手段挖掘需求侧潜力，实现电力增供扩销，千方百计提高消纳可再生能源发电能力。 （三）坚持开放发展，推动与周边国家的电网互联互通 一是统筹利用国内国际两种资源、两个市场，加强与“一带一路”周边和沿线国家及地区的电力合作，促进特高压输电以及核电、火电、水电“走出去”，带动相关装备、技术、标准和管理“走出去”。二是在加快建设中国能源互联网的同时, 积极推动中国与周边国家的电网互联互通。三是积极参与全球能源电力治理，主动参与相关国际标准制定，加强能源电力信息统计能力建设和电力信息交流。 （四）科学推进电力行业节能减排工作 一是统筹规划减碳、节能、节水、污染物控制目标和措施，注重整体效益的提高。二是加快建立电力排污许可管理制度，进一步规范煤电污染物管控方式。三是持续提高煤炭转换为电力的比重，加快以电代煤、以电代油步伐，进一步降低散烧煤炭对环境的影响。四是在推进煤电超低排放改造专项行动中，要加快完善超低排放监测、监管、技术标准体系，企业要高度重视超低排放改造的可靠性、稳定性和经济性，因地、因厂、因煤制宜选择环保设施改造技术路线，科学合理安排改造周期，保障环保设施改造质量。 附表1 2015年及“十二五”时期电力工业发展有关 主要指标增速情况 附表2 2010、2015年电力工业有关结构及相关指标 变化情况",
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"power_transmission.file_content": " 前三季度，受宏观经济尤其是工业生产下行、产业结构调整、工业转型升级以及气温等因素影响，全社会用电同比增长0.8%；第二产业用电同比下降1.0%，其中黑色金属冶炼和建材行业用电增速同比分别下降7.8%和6.4%，是第二产业用电量下降的主因，四大高耗能行业用电比重同比降低0.9个百分点，反映出我国工业转型升级步伐加快，电能利用效率不断提升；第三产业用电量增长7.3%，同比提高1.7个百分点，所占比重提高0.8个百分点，反映出国家加大经济结构调整取得良好效果；居民生活用电增长4.6%，同比提高2.8个百分点。新增发电装机创近年来同期最高，9月底6000千瓦及以上发电装机13.85亿千瓦，电力供应能力充足，非化石能源高速增长，火电发电量持续负增长、设备利用小时同比降幅扩大。全国电力供需较去年更为宽松、部分地区富余，运行安全稳定。 预计四季度电力消费需求总体与三季度大致持平，全年全社会用电量同比增长不超过1.0%。全年新增装机超过1亿千瓦，年底全口径发电装机容量超过14.7亿千瓦，其中非化石能源发电装机比重提高至35%左右。预计全国电力供需更为宽松、部分地区过剩，全年全国火电设备利用小时低于4400小时，回落幅度较大。 一、前三季度全国电力供需状况 （一）电力消费增速明显回落，第三季度降至2009年三季度以来季度最低水平。前三季度全国全社会用电量4.13万亿千瓦时，同比增长0.8%，增速同比回落3.0个百分点。主要原因：一是宏观经济及工业生产增长趋缓，特别是部分重化工业生产明显下滑的影响。前三季度，规模以上工业增加值增速同比回落2.3个百分点，产能过剩矛盾相对突出的粗钢、生铁、水泥和平板玻璃产量同比分别下降2.1%、3.3%、4.7%和7.5%。二是气温因素影响。据国家气象部门监测，一季度全国平均气温比常年同期偏高，5月下旬至7月中旬、9月上旬大部分地区气温较上年同期偏低，影响用电负荷增长。三是产业结构调整和工业转型升级影响。国家推进经济结构调整和工业转型升级取得成效，高耗能行业比重下降，电能利用效率提升。四是电网线损率降低影响。前三季度全国线损率同比下降0.3个百分点，拉低全国用电增长近0.3个百分点。电力消费主要特点有： 一是电力消费结构继续优化，国家加大经济结构调整和工业转型升级取得良好成效。第三产业和居民生活用电占全社会用电的比重同比分别提高0.8和0.5个百分点，而第二产业比重降低1.3个百分点，其中四大高耗能行业用电量比重同比降低0.9个百分点。 二是第二产业及其工业用电下降，黑色金属冶炼和建材行业用电量大幅下降是主因。第二产业及其工业用电同比分别下降1.0%和0.9%，是全社会用电量低速增长的主要原因。四大高耗能行业合计用电同比下降2.2%，各季度增速降幅逐季扩大，其中黑色金属冶炼和建材行业用电同比分别下降7.8%和6.4%，同比分别回落9.6和13.7个百分点，两个行业合计用电增长对全社会用电增长的贡献率为-137.8%。若扣除这两个行业，则全社会用电同比增长2.4%，第二产业及其工业用电分别增长0.8%和0.9%。 三是第三产业用电保持中高速增长，信息软件业用电延续高速增长势头。第三产业用电同比增长7.3%，同比提高1.7个百分点，第三产业用电较快增长充分印证了我国第三产业增加值保持较快增长，已经成为当前稳定GDP增长的主要支撑力量。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.1%，延续高速增长势头；住宿和餐饮业用电增长3.1%，同比提高2.7个百分点。 四是城乡居民生活用电量中速增长，增速同比回升。居民生活用电同比增长4.6%，同比提高2.8个百分点，一定程度上反映出城乡居民收入保持较快增长，国家惠民生、保民生政策效果显现。 五是东中部用电量回落幅度较小，东北地区用电量负增长。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长0.8%、0.3%、1.9%和-1.8%，增速同比分别回落2.6、1.4、4.9和4.0个百分点。 （二）电力供应能力充足，非化石能源高速发展，火电设备利用小时继续下降。9月底全国6000千瓦及以上电厂装机13.85亿千瓦，同比增长9.4%。前三季度全国规模以上电厂发电量同比增长0.1%，其中非化石能源发电量同比增长7.7%。全国发电设备利用小时2972小时，同比降低232小时。电力供应主要特点有： 一是水电投资连续两年下降，水电发电量先增后降。水电投资不足2013年同期一半。9月底6000千瓦及以上水电装机2.74亿千瓦，全国主要发电企业常规水电在建规模萎缩至2400万千瓦。前三季度规模以上电厂水电发电量同比增长3.5%，上半年各月大都保持10%以上增长（除5月份外），下半年连续3个月负增长；设备利用小时2639小时，同比减少84小时。 二是并网风电、太阳能装机及发电量高速增长。全国并网风电装机容量10885万千瓦、同比增长28.3%，发电量同比增长23.5%，设备利用小时1317小时、同比降低23小时。全国并网太阳能发电装机3392万千瓦，同比增长61.4%，发电量294亿千瓦时、同比增长74.0%，设备利用小时996小时。 三是核电投产规模创历年同期新高，发电量高速增长。新投产5台核电机组，9月底全国核电装机2414万千瓦，在建规模2769万千瓦。前三季度发电量同比增长32.4%，设备利用小时5525小时，同比增加19小时。 四是火电新增装机较大，火电发电量负增长，设备利用小时降幅扩大。新增火电装机3955万千瓦。9月底全国6000千瓦及以上火电装机9.47亿千瓦（其中煤电8.55亿千瓦），同比增长6.8%。前三季度火电发电量同比下降2.2%，设备利用小时3247小时（其中煤电3330小时）、同比降低265小时，连续20个月同比降低。 五是跨区送电低速增长，省间输出电量同比下降。跨区送电量同比增长1.0%，同比回落13.4个百分点。跨省输出电量同比下降2.6%，同比回落15.2个百分点。南方电网区域西电东送电量同比增长12.5%。三峡电站送出电量同比下降13.6%。 六是电煤供应持续宽松，发电用天然气供应总体平稳。国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。全国天然气消费需求增长放缓，天然气发电供气总体平稳，因气价偏高和补贴不到位，部分天然气电厂仍然持续亏损。 （三）全国电力供需较上年更为宽松、部分地区富余。东北和西北区域供应能力富余较多，华北、华中和南方区域供需总体宽松、部分省份富余，华东区域供需总体宽松，但省级电网中，山东、江西、河南个别时段存在错峰，海南8月前电力供需矛盾较为突出。 二、四季度及全年全国电力供需形势预测 （一）全年电力消费增速低于上年。综合考虑宏观经济形势、冬季气温、上年四季度高基数以及电能替代等因素，预计四季度电力消费需求与三季度大致持平，全年全社会用电量5.55万亿千瓦时，同比增长不超过1.0%，低于上年。 （二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重继续提高。预计全年新增发电装机超过1亿千瓦，其中非化石能源发电装机比重超过53%。预计年底全国发电装机超过14.7亿千瓦，同比增长超过7.5%，其中非化石能源发电装机比重提高到35%左右。 （三）四季度全国电力供需更为宽松、部分地区过剩。预计东北和西北区域电力供应能力富余较多，华北、华中和南方区域电力供需总体宽松、部分省份富余，华东区域电力供需总体宽松。预计全年发电设备利用小时4000小时左右，其中火电设备利用小时低于4400小时，降幅较大。 三、有关建议 （一）研究编制好经济新常态下的电力工业“十三五”规划。我国经济发展已经进入新常态，电力消费从高速增长向下换挡为中速甚至中低速增长。在电力供需宽松、部分地区过剩的环境下，要实行调整存量和做优增量并重，着力推动电力行业提质增效升级，发展主要从外延式扩张转变为主要依靠创新和深化改革来推动。建议，一是做好新常态下的电力需求分析预测。准确把握经济新常态三大特点，总结历史数据，分析国际经验，掌握经济社会发展与电力需求增长的普遍规律，顺应电力需求增速换挡大势，实事求是做好“十三五”及中长期电力需求预测。二是科学统筹确定非化石能源发电发展规模，加快提高国家电气化水平。按照国家“四个全面”战略布局，落实国家确定的2020年和2030年能源结构调整目标和大气污染治理目标，科学统筹确定非化石能源发电发展规模，稳步推进电力绿色化转型和安全可靠供应，满足经济社会发展的有效需求。同时，加快在工业、交通运输业、建筑业等领域推广实施电能替代战略，提高全社会电气化水平和电能占终端能源消费中的比重。三是坚持电力统一规划，着力提供用得起的安全绿色电能。立足电力行业全局，统筹规划水电、煤电、核电、天然气发电、新能源发电以及电网发展目标、结构和布局，优化配置好非化石能源发电品种，优先发展水电和核电，提高新能源发电发展质量，控制煤炭消费总量、提高电煤占煤炭消费的比重，建立分布式电源发展新机制，推进电网智能化，着力提供用得起(即经济社会发展可承受、可促进国内产业提升国际竞争力和电力行业可持续发展)的安全绿色电能。四是统筹电力发展与改革，稳妥有序深化改革。严格贯彻落实《关于深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)要求，及时出台相关实施细则或办法，积极有序推进试点，稳妥推进改革。在强化国家统一电力规划下，稳妥有序探索通过公开市场招标择优确定投资主体制度，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。 （二）严格控制电源开工规模，优化增量结构，稳定经济增长。在电力需求增速向下换挡和全国电力供需宽松、部分地区过剩的情况下，发电装机容量受建设周期影响还将延续高速增长，未来2-3年电力供需将延续过剩。同时，经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大，非化石能源发电比重快速上升使电力系统调峰能力明显不足，造成煤电利用小时持续下降和电力行业发展质量、效益下降。现阶段，经济下行压力大，“稳增长”、“调结构”和“惠民生”任务重，还需要电力行业通过“调整存量、做优增量”来实现行业提质增效和稳定经济增长双重目标。为此，从“做优增量”上看，一是严格控制电源新开工规模。结合当前及“十三五”期间电力消费增速向下换挡的实际，科学确定和严格控制新开工投产规模，消化好现有过剩能力，使全国电力供需从更为宽松、部分地区过剩加快转变为总体平衡。相关政府部门既要严格控制煤电开工规模，也要适当控制具有明显随机性、间歇性、波动性的风电和光伏发电的开发节奏，以避免过快发展造成发电能力过剩加剧、行业资产利用效率下降、国家财政补贴能力不足加剧和可再生能源电价附加上调压力加剧。发电企业在煤电设备利用小时持续下降的大背景下，要提升风险管控意识，控制好煤电项目开发建设节奏，调整优化投资结构。二是提高调峰电源比重。在严格控制电源开工规模情况下，加快建设抽水蓄能等调峰电源，加强光热电站政策研究和加快示范项目建设，提高电力系统调峰电源比重，加快提高电力系统调峰能力，以提高消纳可再生能源发电能力，提高行业资产利用效率和效益。三是增加水电和核电开工规模。相比风电和太阳能风电，水电和核电不仅同样具有良好绿色低碳性能，还有发电成本较低和发电容量效用高的比较优势，在严格控制电源总开工规模情况下，可适度增加开工这两类项目规模，为拉动和稳定经济增长、促进电力结构绿色转型和低碳发展、保障电力中长期安全经济供应发挥作用。四是加快清洁能源基地外送电通道建设以及城乡配电网建设改造。要着力解决电源电网不协调问题，加快跨区跨省电网通道建设，特别是要认真贯彻落实国家发展改革委《关于加快配电网建设改造的指导意见》和国家能源局《配电网建设改造行动计划(2015～2020年)》等文件要求，各级政府加快组织研究编制配电网专项规划和出台落实相关政策措施，电网企业加快有序实施规划，做到规划落地、项目生根、政策见效，实现惠民生、稳增长、调结构和促升级目标。 （三）远近结合、多措并举，着力“调整存量”，加快解决好“弃水”、“弃风”、“弃光”和产能过剩问题。要从行业全局来统筹调整存量，加快解决好“弃水”、“弃风”和“弃光”和产能过剩问题。一方面要强化电力统一规划，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，健全国家规划刚性实施机制；另一方面要调整新能源发电发展思路，风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，近中期优先鼓励分散、分布式开发。同时，要采取应急措施，包括：一是建设跨区跨省通道。结合规划提出云南、四川和“三北”等可再生能源基地的跨省区消纳应急输电通道工程，尽早核准和建设。二是严控电源开工。严格控制电力富余较多以及“弃水”、“弃风”和“弃光”严重地区的电源开工规模，集中消化现有过剩能力。三是创新探索消纳新途径。认真落实国家发展改革委《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》（发改办运行〔2015〕2554号）要求，大胆探索创新，努力解决“弃风”、“弃光”问题，总结经验后推广。特别要高度重视冬季北方供热与风电消纳对电力系统安全稳定运行的影响，加强各类机组协调调度，在保障电力系统安全稳定运行基础上，积极探索风电清洁供暖工作，提高风电消纳能力。四是发挥市场机制作用，促进增供扩销。加快建设和利用电力市场交易平台有序开展电力交易，发挥价格在市场调节和分配方面的决定性作用，既能有效降低企业用电成本、促进企业生产，又能做大电量市场、通过激发消费量来解决电力设备利用率下降问题，实现交易各方利益最大化。同时，要加快实施电能替代，实现电力增供扩销。 （四）加快充电基础设施建设，促进电动汽车产业发展。大力推进充电基础设施建设，对于促进电动汽车产业发展、优化能源结构以及实现稳增长、惠民生具有重要意义。要加快把国务院办公厅《关于加快电动汽车充电基础设施建设的指导意见》（国办发〔2015〕73号）贯彻落实到位，一是加强统筹规划。加强充电基础设施发展顶层设计，按照“因地制宜、快慢互济、经济合理”的要求，根据各地发展实际，做好充电基础设施建设整体规划。各级政府要将充电基础设施专项规划有关内容纳入城乡规划，将充电基础设施配套电网建设与改造项目纳入配电网专项规划，在用地保障、廊道通行等方面给予支持。二是统一标准规范。加快制修订充换电关键技术标准，完善有关工程建设、运营服务、维护管理的标准。严格按照工程建设标准建设改造充电基础设施，健全电动汽车和充电设备的产品认证与准入管理体系，促进不同充电服务平台互联互通，提高设施通用性和开放性。加快修订出台充电接口及通信协议等标准，积极推进充电接口互操作性检测、充电服务平台间数据交换等标准的制修订工作，实现充电标准统一。三是充分发挥市场主导作用，创新商业合作与服务模式。通过推广政府和社会资本合作（PPP）模式、加大财政扶持力度、建立合理价格机制等方式，引导社会资本参与充电基础设施体系建设运营。立足于“互联网+”平台，树立网络思维，把充电设施网、电动汽车网和电力网深度融合，推进投融资模式创新、产业链创新和商业运营模式创新。四是电网企业按照配电网规划加强配套电网建设与改造，确保电力供应满足充换电设施运营需求。 （五）依法科学安排煤电超低排放改造。随着《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的实施，电力大气污染物排放量快速下降，2014年电力二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放量分别较排放峰值下降了54%、38%、76%。GB13223-2011标准已经是世界最严标准，在此之上进一步要求超低排放改造，建议，一是需要高度重视超低排放改造的可靠性、稳定性和经济性，并将行政要求逐步纳入法制轨道。二是在超低排放改造过程中，要统筹协调煤电超低排放改造的时点，因地、因厂、因煤制宜科学选择技术路线，科学安排合理改造工期，保障电力热力的供应和环保设施的改造质量。",
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"power_transmission.file_content": " 上半年，受工业用电量下行、产业结构调整以及气温降水等因素影响，全社会用电量同比仅增长1.3%, 但二季度各月增速逐月小幅回升；第二产业用电量同比下降0.5%，其中黑色金属冶炼和建材行业用电量增速同比分别回落8.2和15.7个百分点，是第二产业用电量下降的主因；第三产业用电量增长8.1%，其中信息业消费持续保持旺盛势头；城乡居民生活用电量增长4.8%，其中二季度增长7.4%、增速环比提高4.8个百分点。6月底发电装机容量接近14亿千瓦、电力供应能力充足，非化石能源发电量同比增长16.0%，火电发电量连续12个月同比下降、设备利用小时同比降幅持续扩大。全国电力供需更为宽松，运行安全稳定。 下半年，全国电力消费增速有望回升，预计全年全社会用电量同比增长2%-4%。全年新投产发电装机超过1亿千瓦，年底发电装机容量14.7亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机容量比重提高至35%左右。预计全国电力供需形势更为宽松；全国火电设备利用小时将跌破4500小时，创新低。 一、上半年全国电力供需状况 （一）电力消费增速明显回落，但二季度各月增速连续小幅回升。上半年全国全社会用电量2.66万亿千瓦时、同比增长1.3%，为2010年以来同期最低，增速同比回落4.0个百分点。主要原因：一是宏观经济及工业生产增长趋缓，特别是部分重化工业生产明显下滑的影响。当前市场需求增长乏力，工业生产及固定资产投资增速放缓，房地产市场持续低迷，企业限产、停产增多,尤其是部分产能过剩矛盾突出的重化工业下滑更为明显。由于重化工业用电量占比远远超过其增加值占比，重化工业回落带动全社会用电量回落幅度明显超过GDP及工业增加值回落幅度。二是气温、降水因素影响。一季度前三个月全国平均气温均比常年同期偏高1.5℃以上，而5、6月份全国平均降水量分别比常年同期偏多15.1%和5.5%，影响到一季度采暖负荷以及二季度降温负荷的增长。三是产业结构调整影响。国家持续推行转方式、调结构产业政策，节能减排力度加大，电能利用效率提升。四是电力生产自身消耗减少的影响。上半年线损电量同比下降5.6%，火电发电量负增长导致火电厂用电量增速同比回落5.1个百分点。 二季度，全社会用电量同比增长1.7%，增速环比提高0.9个百分点；各月增速分别为1.3%、1.6%和1.8%，自3月用电增速出现阶段性底部以来连续3个月小幅回升。 图1 2010-2015年上半年全社会及各产业用电量增长情况图 电力消费结构继续优化。第三产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量比重同比分别提高0.8和0.4个百分点，第二产业比重降低1.2个百分点，其中四大高耗能行业（化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼）用电量比重为30.8%，同比降低0.9个百分点。 第二产业及其工业用电量负增长，黑色金属冶炼和建材行业用电量大幅下降是主因。上半年，第二产业用电量同比下降0.5%，其中工业用电同比下降0.4%，是全社会用电量低速增长的主要原因。受固定资产投资增速持续放缓特别是房地产市场低迷，以及部分地区推进节能减排、加大淘汰落后产能等因素影响，黑色金属冶炼和建材行业用电量同比分别下降6.5%和6.4%，增速同比分别回落8.2和15.7个百分点，两个行业合计用电量增长对全社会用电量增长的贡献率为-83.1%。若扣除这两个行业，则全社会用电量同比增长2.8%，第二产业及其工业用电量分别增长1.2%和1.3%。 第三产业用电保持快速增长，住宿餐饮业用电增速有所恢复。第三产业用电同比增长8.1%、同比提高1.2个百分点，成为稳定全社会用电增长的最主要力量。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长16.1%，延续快速增长势头；住宿和餐饮业用电形势有所恢复，用电量同比增长4.5%、同比提高3.7个百分点。 二季度城乡居民生活用电增速环比回升。受气温、降水等因素影响，城乡居民生活用电同比增长4.8%，增速同比回落1.8个百分点，其中二季度增速环比回升4.8个百分点。 中部和东北地区用电量负增长，中、西部地区用电量增速同比回落幅度较大。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长1.6%、-0.3%、2.6%和-2.0%，增速同比分别回落3.0、5.4、5.0和4.0个百分点。二季度，各地区用电增速均环比上升，东、中、西部和东北地区同比分别增长1.9%、0.2%、3.3%和-1.9%，增速分别环比一季度提高0.5、1.0、1.4和0.1个百分点，其中中部地区实现由负转正。 图2 2014、2015年上半年各地区用电量增速情况图 （二）电力供应能力充足，非化石能源发电延续较快增长，火电发电量连续12个月负增长、利用小时继续下降。上半年，基建新增发电装机4338万千瓦，其中非化石能源发电占46.7%。6月底全国6000千瓦及以上电厂装机为13.6亿千瓦、同比增长8.7%，全口径发电装机容量接近14亿千瓦。上半年全国规模以上电厂发电量2.71万亿千瓦时、同比增长0.6%，其中非化石能源发电量同比增长16.0%；全国发电设备利用小时1936小时，同比降低151小时。 水电投资连续3年下降，水电发电量快速增长。水电投资仅为2012年同期（水电完成投资最多）的一半，新增水电装机506万千瓦。6月底全国6000千瓦及以上水电装机2.68亿千瓦、同比增长5.7%，全国主要发电企业常规水电在建规模萎缩至2500万千瓦。规模以上电厂水电发电量同比增长13.3%，设备利用小时1512小时，同比增加82小时。 并网风电装机容量突破1亿千瓦，并网太阳能发电量高速增长。全国6000千瓦及以上并网风电装机容量为10491万千瓦、同比增长26.8%，发电量增长26.2%，设备利用小时1002小时、同比增加16小时。全国并网太阳能发电装机同比增长61.4%，发电量同比增长62.5%。 核电进入规模投产期，核电发电量高速增长。新投产3台核电机组，6月底全国核电装机容量达到2214万千瓦、同比增长24.5%，上半年发电量同比增长34.8%，设备利用小时3456小时、同比增加27小时,其中辽宁仅为2763小时。 火电发电量连续12个月同比负增长。新增火电装机2343万千瓦。6月底全国6000千瓦及以上火电装机9.35亿千瓦（其中煤电8.44亿千瓦）、同比增长6.4%。受电力消费需求放缓、供需宽松以及为快速增长的非化石能源发电调峰等因素影响，火电发电量同比下降3.2%，自2014年7月份以来连续12个月负增长；设备利用小时2158小时（其中煤电2224小时），同比降低217小时。 跨区送电低速增长，省间输出电量同比下降。跨区送电量1226亿千瓦时、同比增长3.8%。跨省输出电量3965亿千瓦时、同比下降0.9%。南方电网区域西电东送电量同比增长26.2%。三峡电站送出电量同比增长3.8%。 电煤供应延续宽松，发电用天然气供应总体平稳。全国煤炭市场需求低迷，国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。全国天然气消费需求增长放缓，除海南外，天然气发电供气总体平稳。因气价偏高、地方政府补贴不到位，部分天然气电厂持续亏损。 （三）全国电力供需形势较去年更为宽松。东北和西北区域供应能力富余较多，华中区域供需总体宽松，华北、华东和南方区域供需总体平衡、部分省份供应能力盈余；省级电网中，海南电力供需矛盾较为突出，江西1月份因电网影响在部分时段存在错峰。 二、下半年全国电力供需形势预测 （一）下半年电力消费增速总体回升。综合考虑宏观经济形势、气温及基数以及电能替代等因素，预计下半年用电量增速有望总体回升。预计全年全社会用电量5.64-5.75万亿千瓦时、同比增长2%-4%，增速低于上年。影响预测的主要不确定因素，一是“稳增长”措施落实效果，二是“迎峰度夏”期间气候因素难以准确判断。 （二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高。预计2015年基建新增发电装机容量超过1亿千瓦，其中非化石能源发电占总新增装机比重超过53%。预计年底全国发电装机容量14.7亿千瓦、同比增长7.5%左右，其中非化石能源发电装机比重提高到35%左右。 （三）下半年全国电力供需形势更为宽松。预计东北和西北区域电力供应能力富余较多，华中区域电力供需总体宽松，华东和南方区域电力供需总体平衡、部分省份电力供应能力盈余，华北区域电力供需总体平衡、部分省份高峰时段供应偏紧。预计全年发电设备利用小时4100小时左右，其中火电设备利用小时将跌破4500小时，再创新低。 三、有关建议 （一）编制好经济新常态下的电力工业“十三五”规划 我国经济发展已经进入新常态，电力消费从高速增长向下换挡为中速甚至中低速增长；电力供需总体宽松环境下电力发展的重点从主要解决用电“有没有”转移到主要解决“好不好”，即要着力推动电力行业提质增效升级；发展主要从外延式扩张转变为主要依靠创新和深化改革来推动。所以，做好经济新常态下的电力工业“十三五”规划研究编制工作十分重要。为此，一是做好电力需求分析预测。深刻领会和准确把握习近平总书记提出的我国经济正在向形态更高级、分工更复杂、结构更合理的九方面变化和经济新常态的三大特点，总结历史数据，分析国际经验，掌握经济社会发展与电力需求增长的普遍规律，顺应电力需求增速换挡的大势，做好“十三五”及中长期电力需求预测。二是科学统筹确定发展目标，加快提高国家电气化水平。按照国家“四个全面”战略布局，落实国家确定的2020年和2030年非化石能源占一次能源消费比重分别提高到15%和20%左右、单位国内生产总值二氧化碳排放强度比2005年分别下降40%－45%和60%-65%以及2030年左右二氧化碳排放达到峰值且将努力早日达峰等能源结构调整目标和大气污染治理目标，科学统筹确定非化石能源发电发展目标，稳步推进电力绿色化转型，以相对较低的电力成本安全绿色满足经济社会发展的电力有效需求；加快在工业、交通运输业、建筑业等领域推广实施电能替代战略，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。三是坚持电力统一规划，着力提供用得起的安全绿色电能。立足电力行业全局，统筹规划水电、煤电、核电、天然气发电、新能源发电以及电网发展目标、结构和布局，优化配置非化石能源发电品种，优先发展水电和核电、提高新能源发电发展质量，控制煤炭消费总量、提高电煤占煤炭消费中的比重，建立分布式电源发展新机制，推进电网智能化，着力提供用得起(即经济社会发展可承受、可促进国内产业提升国际竞争力和电力行业可持续发展)的安全绿色电能。四是稳妥有序探索电力项目核准制改革。在强化国家统一电力规划下，稳妥有序探索电力项目核准制改革，实行通过公开市场招标择优确定投资主体制度，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。 （二）合理控制开工投产规模，稳定经济增长和推进电力行业提质增效 近年来，全国电力供需从过去总体平衡转变为总体宽松甚至过剩，经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大，电源结构不合理使电力系统调峰能力明显不足，造成煤电利用小时持续下降和电力行业发展质量、效益下降。同时，经济下行压力大，“稳增长”、“调结构”和“惠民生”任务重，需要电力行业通过“有保有压”来提质增效和稳定经济增长。为此，一是合理控制新开工投产规模。结合当前及“十三五”期间电力消费增速向下换挡的实际，科学确定和合理控制新开工投产规模，消化好现有过剩能力，使全国电力供需从总体宽松甚至过剩加快转变为总体平衡。既要控制煤电开工规模，也要合理控制具有明显随机性、间歇性、波动性的风电和光伏发电的开发节奏，以避免过快发展造成发电能力过剩加剧、行业资产利用效率下降、国家财政补贴能力不足加剧和可再生能源电价附加上调压力加剧。二是适度增加水电和核电开工规模。相比风电和太阳能风电，水电和核电不仅同样具有良好绿色低碳性能，还有发电成本较低和发电容量效用高的比较优势，在合理控制总开工规模下，可适度增加开工规模。这两类项目建设周期长，大都在“十三五”末及以后相继投产，既能拉动和稳定经济增长，又能有效规避当前供需宽松困局，还能促进电力结构绿色转型和保障电力中长期安全经济供应。三是提高调峰电源比重。在合理控制开工规模下，加快建设抽水蓄能等调峰电源，提高电力系统调峰电源比重，加快提高电力系统调峰能力，以提高消纳可再生能源发电能力，提高行业资产利用效率和效益。四是加快跨省区输电通道和配电网建设。当前，要认真贯彻落实国家发展改革委《关于下达农村电网改造升级工程2015年第二批中央预算内投资计划的通知》(发改投资〔2015〕723号)要求，安全优质高效推进新增农网改造升级工程建设。加快跨省区输电通道建设。加快城市配电网建设及智能化升级，提高电能质量、供电可靠性以及对分布式能源的消纳能力。 （三）远近结合、多措并举，着力解决“弃水”、“弃风”和“弃光”问题 近年来，我国可再生能源发电发展迅速，政府和行业企业采取多项措施来促进消纳，但西南基地“弃水”和“三北”基地“弃风”、“弃光”问题仍然比较严重。要从行业全局来解决上述难题，一方面要强化电力统一规划，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，健全国家规划刚性实施机制；另一方面要调整新能源发电发展思路，风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，近中期优先鼓励分散、分布式开发。同时，要采取应急措施，包括：一是结合规划提出云南、四川和“三北”等可再生能源基地的跨省区消纳应急输电通道工程，尽早核准和建设。二是严格控制电力富余较多以及“弃水”、“弃风”和“弃光”严重地区的电源开工规模，集中消化现有过剩能力。三是落实好《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》文件，落实相关地区、部门和单位责任和义务，在年度电量平衡中预留空间和优先消纳、加大调峰辅助服务等市场机制，加强厂网协调，促进清洁能源消纳。 （四）全面贯彻落实中发[2015]9号文件，加快出台实施细则和配套文件，稳妥有序推进试点 国家发展改革委按照中发[2015]9号文和国家总体部署，正在有效组织有关部门和单位研究制定出台各项实施细则和配套文件，按照先试点再推广原则稳妥有序推进改革。结合当前电力行业经济运行实际，一是加快建立辅助服务分担共享新机制，缓解“弃水”、“弃风”和“弃光”矛盾。完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。二是抓紧出台电力直接交易方面的指导意见，统一规范大用户直接交易政策。分期分批有序开放交易市场主体，科学设定和有效监管交易价格、交易电量，坚决制止恶性竞争和不公平竞争。三是加快出台《自备电厂管理办法》，加强和规范自备电厂监督管理。要严格自备电厂准入标准和自发自用为主的功能定位，严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担与公共电厂同样的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费等社会责任，自备电厂余量上网要在同一市场平台上与公用电厂公平竞争。",
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"power_transmission.file_title": "中电联发布2015年一季度全国电力供需形势分析预测报告",
"power_transmission.file_content": " 受宏观经济尤其是工业生产下行、产业结构调整以及气温偏暖等因素影响，一季度全社会用电量同比增长0.8%，创2009年三季度以来的季度最低增速；第二产业用电同比下降0.6%，其中黑色金属冶炼和建材行业用电同比分别下降6.8%和4.4%、增速同比分别回落8.5和15.1个百分点，四大高耗能行业对全社会用电增长的贡献率为-48.1%；城乡居民生活用电同比增长2.6%，增速同比和环比分别回落3.3和1.2个百分点；第三产业用电增长7.0%，维持较快增长，其中信息业消费持续保持旺盛势头。发电新增装机创同期最高水平、电力供应能力充足，全国全口径发电装机容量13.8亿千瓦，其中并网风电装机容量突破1亿千瓦，非化石能源发电量持续快速增长，火电发电量自2014年7月份以来持续负增长、设备利用小时同比下降。全国电力供需总体宽松，运行安全稳定。 后三季度，全国电力消费需求增速有望总体回升，预计全年全社会用电量增长3%-5%，其中上半年增长2%左右。全年新增发电装机1亿千瓦左右，年底全国发电装机达到14.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机比重提高至35%左右。全国电力供需进一步宽松，其中东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东和华中区域电力供需总体平衡，华北区域电力供需总体平衡、部分地区偏紧，南方区域电力供需总体平衡、海南电力缺口较大；全国火电设备利用小时将创历史新低。电力行业发展要着力提质增效，在合理控制新开工和投产规模基础上，加快加大水电、核电和调峰电源建设，拉动和稳定经济增长，提高电力资产利用效率和效益；适度控制新能源发电建设节奏，加快跨省区送电通道及配电网建设，着力解决“弃水”、“弃风”和“弃光”问题；全面贯彻落实中发[2015]9号文件，在试点基础上，加快研究制定各项实施细则意见；加强电力需求侧管理，加快实施电能替代战略。 一、一季度全国电力供需状况 （一）电力消费增速创2009年三季度以来新低。一季度全国全社会用电量1.29万亿千瓦时、同比增长0.8%，为2009年三季度以来的季度最低增速，增速同比回落4.6个百分点、环比回落2.7个百分点。主要原因：一是宏观经济尤其是工业生产下行及产业结构调整的影响。当前市场需求增长乏力，工业生产及固定资产投资增速放缓，房地产市场仍然低迷，企业订单不足，导致企业减产。同时，国家实行转方式、调结构政策，加大节能减排力度，单位GDP电耗下降较快。二是气温偏暖影响。前三月全国平均气温分别比常年同期偏高1.9℃、1.5℃和1.7℃，采暖负荷增长放缓。 图1 2010-2015年一季度全社会及各产业用电量增长情况图 电力消费结构优化。第三产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量比重同比分别提高0.8和0.3个百分点，第二产业和第一产业比重分别降低1.0、0.1个百分点。四大高耗能行业（化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼）用电量比重同比降低0.6个百分点。 第三产业用电保持较快增长，信息业消费持续保持旺盛势头。第三产业用电同比增长7.0%、同比提高0.3个百分点，成为稳定全社会用电增长的最主要拉动力。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.9%；交通运输仓储邮政业、批发和零售业用电增速均超过7%；住宿和餐饮业用电仅同比增长2.5%。 城乡居民生活用电低速增长。城乡居民生活用电同比增长2.6%，增速同比和环比分别回落3.3和1.2个百分点，主要是受气温偏暖导致采暖负荷增长放缓影响。 黑色金属冶炼及建材行业用电明显下降导致第二产业用电负增长。第二产业用电同比下降0.6%，其中工业用电同比下降0.7%，制造业用电零增长。四大高耗能行业合计用电同比下降1.3%，增速同比和环比分别回落5.5和3.4个百分点，其中黑色金属冶炼和建材行业同比分别下降6.8%和4.4%；四大行业增速回落是制造业、工业及第二产业用电增速回落的最主要原因。 中部和东北地区用电同比负增长，中、西部地区用电增速回落幅度较大。东、中、西部和东北地区全社会用电同比分别增长1.3%、-0.8%、1.9%、-2.1%，增速同比分别回落2.8、6.6、6.6和3.6个百分点。总体来看，东部地区用电增速回落幅度相对较小，是全社会用电量增长的主要稳定力量；中、西部高耗能产业比重相对偏大，其用电放缓导致全社会用电增速回落幅度较大；东北作为原材料基地和重化工基地，产业结构相对单一，用电增长持续低迷。 图2 2014、2015年一季度各地区用电量增速情况图 （二）电力供应能力充足，非化石能源发电延续较快增长，火电发电量连续9个月负增长、利用小时继续下降。3月底全国6000千瓦及以上电厂装机为13.4亿千瓦、同比增长9.2%。一季度全国规模以上电厂发电量1.31万亿千瓦时、同比下降0.1%；全国发电设备利用小时954小时，同比降低84小时。 水电发电量高速增长，水电投资连续3年同比下降。水电投资不足2012年同期(水电完成投资最多)的一半。3月底全国6000千瓦及以上水电装机同比增长8.0%，全国主要发电企业常规水电在建规模萎缩至2750万千瓦。全国规模以上电厂水电发电量同比增长17.0%，设备利用小时609小时，是2006年以来同期最高，同比增加58小时。 并网风电装机突破1亿千瓦，并网太阳能发电装机高速增长。3月底全国并网风电装机10064万千瓦、增长26.9%，发电量增长24.6%，设备利用小时483小时、同比增加4小时。全国并网太阳能发电装机同比增长51.6%，发电量同比增长58.4%。 核电发电量高速增长。全国核电装机容量同比增长34.1%，一季度发电量同比增长29.7%，设备利用小时1638小时、同比降低202小时,其中辽宁仅为1097小时。 火电发电量连续9个月同比负增长。3月底全国6000千瓦及以上火电装机同比增长6.6%。受电力消费需求放缓、非化石能源发电量高速增长等因素影响，火电发电量同比下降3.7%，自2014年7月份以来连续9个月负增长；设备利用小时1106小时（其中煤电1144小时），同比降低122小时。 跨区送电低速增长，省间输出电量同比下降。跨区送电量同比增长3.5%，跨省输出电量同比下降2.7%。南方电网区域西电东送电量同比增长39.9%；三峡电站送出电量同比增长9.0%。 电煤供应持续宽松，发电用天然气供应总体平稳。全国煤炭市场需求低迷，国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。一季度天然气消费需求放缓，除海南等个别地区外的天然气发电供气总体有保障，部分天然气电厂因地方补贴不到位仍然继续亏损。 （三）全国电力供需总体宽松。东北和西北区域供应能力富余较多，华北、华中、华东和南方区域供需总体平衡、部分省份供应能力盈余；省级电网中，江西、西藏部分时段存在错峰情况，海南供需矛盾较为突出。 二、后三季度全国电力供需形势预测 （一）后三季度电力消费增速总体回升。综合考虑宏观经济形势、气温及基数、工商业用电价格下调以及电能替代等因素，预计后三季度用电量增速有望总体回升，预计上半年全社会用电量2.68万亿千瓦时、同比增长2%左右；全年全社会用电量5.69-5.80万亿千瓦时、同比增长3%-5%。 （二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高。预计2015年基建新增发电装机容量1亿千瓦左右，其中非化石能源发电超过5300万千瓦。预计年底全国发电装机容量14.6亿千瓦、同比增长7.5%左右，其中非化石能源发电5.1亿千瓦、占总装机比重35%左右。 （三）后三季度全国电力供需进一步宽松。预计东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东、华中和南方区域供需总体平衡、部分省份供应能力盈余，华北区域供需总体平衡、部分省份供应偏紧。预计全年发电设备利用小时4130小时左右，其中火电设备利用小时将跌破4600小时，再创新低。 三、有关建议 （一）合理控制新开工规模，加快加大水电、核电和调峰电源建设，拉动和稳定经济增长，提高电力资产利用效率和效益 随着电力供需进一步宽松和电力消费换挡到中速增长，电力行业发展重心从主要解决用电“有没有”问题转移到主要解决“好不好”问题，即要着力推动电力结构调整、促进行业提质增效升级。为此，要因地制宜、远近结合，合理控制电源新开工规模，在此基础上，一是提高电力系统调峰电源比重，减轻煤电机组深度调峰负担，降低煤电机组供电煤耗和污染物排放，提高各类型电力资产尤其是煤电资产的利用效率和效益。应因地制宜、因技术经济条件支撑和当地电力供需情况，以环境质量改善为目标，稳妥有序推进大气污染物超低排放改造，避免环境效益差、经济代价大、能源消耗多、带来二次污染的超低排放改造。二是加快加大水电和核电建设，提高年度新开工规模中水电和核电比重，既能够拉动和稳定经济增长，又能够有效规避当前供需宽松困局，且能够确保电力结构绿色转型和保障电力中长期安全经济供应。 （二）适度控制新能源发电建设节奏，加快加大跨省区送电通道及配电网建设，着力解决“弃水”、“弃风”和“弃光”问题 近几年来我国新能源发电发展迅速，政府、行业及企业采取了多项措施来促进消纳，但“弃水”、“弃风”和“弃光”问题仍然存在，今年一季度吉林、甘肃、内蒙古等地“弃风”限电比例超过20%，据相关单位预测，今年四川和云南“弃水”电量可能分别超过100和300亿千瓦时。为此建议，一是适度控制新能源发电建设节奏，调整新能源发电思路，提高新能源发电利用率。大力发展非化石能源发电应该是优先发展发电成本较低、容量品质较好和环境效益好的水电和核电，过快发展风电和光伏发电将造成生产能力过剩进一步加剧、电力资产利用率进一步下降、全社会电价上涨压力进一步加大和国家财政补贴能力不足进一步显现，需要适度控制新能源发电建设节奏。同时，发展风电和光伏发电应坚持集中与分散相结合原则，近中期优先鼓励分散、分布式开发。二是加快加大清洁能源基地的跨省区输电通道建设，尽快核准开工建设西南水电基地外送通道，确保现有电源过剩能力得到更大范围消纳、新增电源能及时送出。三是严格落实《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》文件，在年度电量平衡中预留空间和优先消纳、加大调峰辅助服务等市场机制，加强厂网协调，促进清洁能源消纳。四是加快加大配电网建设和智能化升级改造，提高电力系统对分布式电源消纳能力和供电质量。 （三）全面贯彻落实中发[2015]9号文件，在试点基础上，加快研究制定各项改革实施细则和配套文件 中共中央国务院以中发[2015]9号文正式下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，明确提出要按照管住中间、放开两头的体制架构，实行 “三放开、一独立、三强化”。当前，一是要按照国家发展改革委的总体部署，按照先试点再推广原则稳妥有序推进改革。逐步扩大输配电价改革试点范围，加快研究制定各项改革实施细则和配套文件。二是加快建立辅助服务分担共享新机制。结合近些年日益增大的电网调峰、调频、 调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。三是加快制定《自备电厂管理办法》，加强和规范自备电厂监督管理。规范自备电厂准入标准，自备电厂的建设和运行应符合国家能源产业政策和电力规划布局要求，严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担社会责任，履行相应的调峰义务。拥有自备电厂的企业应按规定承担与自备电厂产业政策相符合的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费。完善和规范余热、余压、余气、瓦斯抽排等资源综合利用类自备电厂相关支持政策。 （四）加强电力需求侧管理，加快实施电能替代战略 在今年全国电力供需进一步宽松形势下，海南、山东等地区仍然存在电力缺口，极端气候条件下部分地区电力供应仍会比较紧张，电力安全稳定运行压力依然较大。为此建议，一是认真做好迎峰度夏电力运行工作方案及预案，统筹电力供需平衡及要素保障。二是加快供需偏紧地区重点电源和电网项目建设，加大跨区跨省电力调度和互济力度，最大限度保障电力供应。三是加快在工业、交通运输业、建筑业等领域推广实施电能替代战略，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。",
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"power_transmission.file_content": " 2014年，全国电力供需形势总体宽松，运行安全稳定。受气温及经济稳中趋缓等因素影响，全社会用电量增速放缓到3.8%、同比回落3.8个百分点；三次产业和居民生活用电量增速全面回落，第三产业用电量增速明显领先于其他产业，其中信息业用电持续保持旺盛势头；四大重点用电行业增速均比上年回落，设备制造业用电保持较快增长，产业结构优化调整效果显现。全国发电装机容量达到13.6亿千瓦，电力供应能力总体充足；非化石能源发电装机及发电量快速增长，其发电量占总发电量比重创历史新高；火电发电量负增长，设备利用小时再创新低。 展望2015年，预计电力消费需求增速将比2014年有所回升，全社会用电量同比增长4.5%左右；全年新增发电设备容量1亿千瓦左右，年底全国发电装机容量将达到14.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机比重提高至35%左右；全国电力供需继续总体宽松，其中东北和西北区域电力供应能力仍然富余较多，华东、华中和南方区域电力供需总体平衡，华北区域电力供需总体平衡、部分地区偏紧；全国火电设备利用小时比2014年小幅下降。 一、2014年全国电力供需状况 （一）电力消费需求增速创1998年以来新低 2014年全国全社会用电量5.52万亿千瓦时、同比增长3.8%，增速同比回落3.8个百分点。主要原因，一是全年平均气温特别是夏季较2013年同期偏低，贡献全年全社会用电增速下降超过1个百分点；二是经济增速稳中趋缓对电力消费需求增速回落影响也很大。同时，下半年分月电力消费平稳增长的态势也反映出当前经济增速是平稳趋缓而不是急速下降、仍处于合理增长区间。 图1 2010-2014年全社会及各产业用电量增长情况图 城乡居民生活用电量增速比上年大幅回落。城乡居民生活用电量同比增长2.2%、同比回落6.7个百分点，各季度增速依次为6.0%、7.4%、-5.6%和3.8%。2014年夏季极端持续高温天气较2013年同期明显偏少，长江中下游等地区出现凉夏，三季度城乡居民生活用电增速同比回落23.2个百分点，对当季全社会用电增长的贡献率为-58.9%。 第三产业用电量增速比上年回落，信息业消费持续保持旺盛势头。第三产业用电量同比增长6.4%、同比回落3.8个百分点。其中，住宿和餐饮业用电量仅增长1.2%，交通运输仓储邮政业用电量增长5.7%，而信息业（信息传输、计算机服务和软件业）用电量增长11.4%、同比提高0.5个百分点。 四大重点行业用电量增速同比回落，设备制造业用电量保持较快增长，产业结构优化调整效果显现。第二产业用电同比增长3.7%、同比回落3.4个百分点，其中工业用电增长3.7%。制造业用电增长4.5%，其中，四大重点用电行业合计用电同比增长3.7%、同比回落2.7个百分点；设备制造业、废弃资源和废旧材料回收加工业用电量同比分别增长8.1%和9.3%，是制造业中用电形势表现最好的两个行业。 图2 2013、2014年各地区用电量增长情况图 中部和东北地区用电量低速增长，中部和西部地区用电量增速比上年回落幅度偏大。东部地区用电同比增长3.5%、同比回落3.1个百分点；主要受气温因素影响，中部地区用电同比增长1.7%、同比回落5.2个百分点，是增速回落幅度最大的地区；西部地区用电同比增长6.4%，增速仍领先于其它地区，但受高耗能行业用电增速放缓影响，增速同比回落4.5个百分点；东北地区用电同比增长1.7%,在各地区中最低,同比回落2.6个百分点。 （二）电力供应充足，非化石能源发电量快速增长，火电发电量负增长、设备利用小时均创新低 全国基建新增发电装机10350万千瓦，其中非化石能源发电装机5702万千瓦。年底全国全口径发电装机容量13.6亿千瓦、同比增长8.7%，其中非化石能源发电装机容量占总装机容量比重为33.3%。全年全口径发电量5.55万亿千瓦时、同比增长3.6%，其中非化石能源发电同比增长19.6%，其占总发电量比重自新中国成立以来首次超过25%，达到25.6%、同比提高3.4个百分点。全国发电设备利用小时4286小时、同比降低235小时。 水电装机达到3亿千瓦，水电发电量高速增长、设备利用小时达到9年来最高水平。年底全口径水电装机3.0亿千瓦（其中抽水蓄能2183万千瓦）、同比增长7.9%，年底常规水电在建规模大幅萎缩至不足3000万千瓦。全年发电量1.07万亿千瓦时、同比增长19.7%，设备利用小时3653小时，为1996年以来的年度次高值（最高值为2005年的3664小时），同比提高293小时。 风电投资大幅增长、设备利用小时同比降低。新增并网装机2072万千瓦，年底全国并网风电装机9581万千瓦、同比增长25.6%。发电量同比增长12.2%，主要受来风少、风速下降影响，设备利用小时1905小时、同比降低120小时。 并网太阳能发电装机容量及发电量大幅增长。年底全国并网太阳能发电（绝大部分为光伏发电）装机2652万千瓦、同比增长67.0%，其中甘肃、青海和新疆超过300万千瓦。全年发电量231亿千瓦时、同比增长170.8%。 核电新投产装机规模创年度新高。全国新投产核电机组5台、547万千瓦，年底核电装机1988万千瓦、同比增长36.1%。全年发电量同比增长13.2%，设备利用小时7489小时、同比降低385小时。 火电发电量同比负增长，利用小时创新低。全年新增火电装机4729万千瓦，年底全口径火电装机9.2亿千瓦、同比增长5.9%，其中煤电8.3亿千瓦、同比增长5.0%。受电力消费需求放缓、非化石能源发电量高速增长等因素影响，火电发电量同比下降0.7%，自1974年以来首次出现负增长；设备利用小时4706小时、同比降低314小时，为上一轮低谷1999年（4719小时）以来的年度最低值。 跨省区送电量保持快速增长。全年跨区送电量2741亿千瓦时、同比增长13.1%，其中，新投产的溪(洛渡)浙(江)、哈(密)郑(州)±800千伏特高压直流工程分别送电251和130亿千瓦时；跨省输出电量8420亿千瓦时、同比增长10.8%，其中南方电网区域“西电东送”电量同比增长31.1%，三峡电站送出电量同比增长19.3%。 电煤供应持续宽松，发电用天然气供应总体平稳但部分企业亏损加重。全年国内煤炭市场供应充足，电煤供应持续宽松。一季度部分地区天然气发电供气受限，二、三季度形势缓和，四季度总体平稳，但部分天然气发电厂因存量气价再次上调而亏损加重。 （三）全国电力供需总体宽松 全年全国电力供需总体宽松，东北和西北电网区域供应能力富余较多，华中、华东和南方电网区域供需总体平衡，华北电网区域供需总体平衡、部分地区偏紧。省级电网中，受机组环保改造、气温、局部电网受限等因素影响，山东、河北、天津、江苏、安徽、福建、河南、陕西、西藏和海南在部分时段有一定错峰。 二、2015年电力供需形势预测 （一）电力消费增速将比2014年有所回升 2015年，预计中央仍将出台系列“稳增长”政策措施，且改革红利将逐步释放,有利于稳定电力消费增长；2014年对用电量增长产生抑制作用的气温因素，将对2015年用电量尤其是居民用电量增长有一定拉升作用；受经济转型驱动，信息消费等第三产业仍将保持快速增长势头；部分地区为大气污染防治和节能减排而推行的电能替代客观上有利于促进电力消费增长；部分地方逐步推进的电力用户直接交易试点，降低了用户电价，企业生产成本下降，一定程度上促进电力消费。与此同时，未来我国的节能减排和环境保护压力日益加大，2015年是中央政府实现“十二五”节能减排目标的最后一年，部分节能减排形势严峻的地区可能在部分时段对高耗能高排放行业采取限电限产等措施，可能对高耗能行业用电增长带来一定影响。 综合判断，预计2015年电力消费增速将比2014年有一定回升，全年全社会用电量5.74-5.80万亿千瓦时、同比增长4.0%-5.0%，预期5.77万亿千瓦时、同比增长4.5%左右。 （二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高 预计2015年基建新增发电装机容量1亿千瓦左右，其中非化石能源发电5300万千瓦左右。预计年底全国发电装机14.6亿千瓦、同比增长7.5%左右，其中非化石能源发电5.1亿千瓦、占比35%左右。非化石能源发电装机中，水电3.2亿千瓦、核电2864万千瓦、并网风电1.1亿千瓦、并网太阳能发电3650万千瓦、并网生物质发电1100万千瓦左右。 （三）2015年全国电力供需总体宽松 预计东北和西北区域电力供应能力仍然富余较多，华东、华中和南方区域电力供需平衡、各区域内均有部分省份电力供应能力盈余，华北区域电力供需总体平衡、部分地区偏紧。预计全年发电设备利用小时4130小时左右，其中火电设备利用小时4650小时左右，可能再创新低。 三、有关建议 （一）加快优化调整电源结构与布局，提高电力资产利用效率和效益 近些年来，发电设备利用小时特别是火电利用小时数下降，降低了电力行业资产利用效率和效益。究其原因，除电力供应宽松外，投产电源结构和布局不合理，调峰电源比例低，也是重要原因。为此，在科学调控开工投产规模的同时，更应该，一是提高电力系统调峰电源比重，减轻煤电机组深度调峰负担。煤电机组为快速发展的风电、太阳能发电等可再生能源承担深度调峰和备用功能，不但降低了火电资产利用效率和效益，还增加了火电机组的供电煤耗和污染物排放。无论是规划中，还是近些年电源项目安排上，应优先规划和核准建设调峰电源，提高调峰电源比重，从而提高各类型电力资产尤其是火电资产的利用效率和效益。二是优先发展水电和核电，稳步提高非化石能源发电比重。在科学确定非化石能源发电比重目标下，如何优化非化石能源发电结构、提供全社会用得起的安全绿色电能，是“十三五”规划及其具体项目安排中亟需解决的重大课题。发展水电、核电与发展风电、太阳能发电相比，两者在绿色低碳（环境品质）上大致相同；在发电成本或上网电价（经济品质）上，前者明显优于后者；在电力负荷平衡中的发电装机容量利用率 (容量品质)上，前者也明显优于后者。同时，当前电力供需总体宽松、利用小时处于历史低位，但是未来5-10年发电装机需求仍有较大的发展空间，而水电和核电的建设周期为5年左右甚至更长。所以，优先发展水电和核电，既能够拉动经济发展，又能够有效规避当前供需宽松困局，且能够确保电力结构绿色转型和保障电力中长期安全经济供应。三是调整新能源发电思路，提高新能源发电利用率。做好统筹规划，实现区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，做到国家与地方规划相统一，完善国家规划刚性实施机制。风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，近中期优先鼓励分散、分布式开发。在落实消纳市场和输电通道，并且提前开工输电通道工程的条件下，有序推进集中式开发。四是高度重视光热发电产业发展，优化新能源发电结构，提高新能源发电发展质量。光热发电与风电和光伏发电相比，具有并网友好、储热连续、发电稳定等优势,可以作为今后提高新能源开发质量的重要方向。 （二）加快跨省区送电通道及配网建设，尽早解决“弃水”、“弃风”问题 近些年来，政府、行业及企业已经采取了多项措施，并且取得了一定成效，但西南水电“弃水”和三北风电基地“弃风”问题仍然存在。为此建议，一是国家有关部门应尽快协调有关地方，统筹考虑西南水电等可再生能源的开发及市场消纳。二是加快清洁能源基地的跨省区输电通道建设，尽快核准开工建设西南水电基地外送通道，确保现有电源过剩能力得到更大范围消纳、新增电源能及时送出。三是严格控制电力富余较多地区的电源开工规模，以集中消化现有电力供应能力。对弃水严重的地区严格控制风电、太阳能发电等开发进度，对电力大量富余的东北地区严格控制包括煤电、风电在内的电源开工规模。四是加快配电网建设和智能化改造，鼓励储能技术参与辅助服务，提高电力系统对分布式能源的消纳能力。 （三）加快理顺电价、热价形成机制，促进解决水电大省煤电企业以及北方热电联产企业供热普遍亏损问题 一是建议在云南、四川等水电大省开展火电两部制电价改革试点，建立健全水电与火电互补机制，以解决这些省份的火电机组因长期承担电网调峰，而造成设备利用小时偏低、亏损严重等长期性问题。二是针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的长期困难，建议国家有关部门加快出台支持热电联产健康发展的有效措施；在政策出台前，对热价倒挂严重、亏损严重的供热电厂予以财政补贴，同时实行环保改造热价政策。",
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"power_transmission.file_content": " 前三季度，全国电力供需形势总体宽松，运行安全稳定。前三季度全社会用电量同比增长3.9%，其中，三季度受气温及经济稳中趋缓影响，全社会用电量增速回落至1.4%，城乡居民生活用电同比下降5.6%，第三产业用电增长3.8%，第二产业用电增长2.0%、制造业用电增长相对较好；东部和中部地区用电增速同比和环比回落幅度较大。电力供应能力总体充足，水电、火电和核电完成投资同比继续负增长，三季度水电发电量高速增长，火电发电量负增长、设备利用小时降幅扩大。 预计四季度全社会用电量同比增长3%左右，全年全社会用电量同比增长3.5%-4.0%。年底全国发电装机13.5亿千瓦左右。四季度全国电力供需总体宽松，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东、华中和南方区域电力供需平衡，华北区域电力供需平衡偏紧。 一、前三季度全国电力供需情况分析 （一）上半年电力消费需求总体平稳增长，气温偏低以及经济趋缓导致第三季度全社会用电量低速增长 前三季度，全社会用电量4.10万亿千瓦时、同比增长3.9%，增速同比回落3.3个百分点；各季度增速分别为5.4%、5.2%和1.4%，三季度增速为2009年三季度以来的最低增速，同比、环比分别回落9.5和3.8个百分点。气温偏低以及上年同期高温天气导致基数高是三季度全社会用电量低速增长的最重要原因，初步估算，三季度气温因素影响全年全社会用电量增速下降超过1个百分点；此外，经济稳中趋缓也是三季度全社会用电量低速增长的重要原因。 图1 2010-2014年前三季度全社会及各产业用电量增长情况图 三季度城乡居民生活用电量同比大幅下降。前三季度城乡居民生活用电同比增长1.8%、增速同比回落7.1个百分点，各季度分别增长6.0%、7.4%和-5.6%。受气温因素影响，三季度增速同比大幅回落23.2个百分点，对当季全社会用电增长的贡献率为-58.9%，是导致当季全社会用电低速增长的主要原因。三季度中部地区城乡居民生活用电同比下降18.4%，其中河南、湖北、安徽分别下降26.2%、24.2%和23.8%；东部地区同比下降3.0%，其中上海、江苏和浙江分别下降36.2%、24.7%和21.0%，但广东同比增长24.2%。 三季度第三产业用电增速同比和环比均回落，信息业消费保持旺盛势头。前三季度第三产业用电同比增长5.7%、增速同比回落5.2个百分点，各季度分别增长6.6%、7.1%和3.8%，三季度增速同比回落9.8个百分点。第三产业内行业间增速差异较大，前三季度住宿和餐饮业用电仅同比增长0.4%，交通运输仓储邮政业用电增长4.8%，而信息业（信息传输、计算机服务和软件业）用电增长10.4%。 三季度制造业特别是设备制造业用电增长相对较好，是支撑当季全社会用电量增长的主要动力。前三季度，第二产业用电同比增长4.0%，工业用电增长3.9%，制造业用电增长4.9%。制造业用电各季度增速分别为5.7%、5.4%和3.6%，三季度对全社会用电量增长的贡献率达到136.9%，是支撑当季全社会用电量增长的最主要动力。设备制造业用电同比增长8.6%、增速同比提高3.2个百分点；四大重点用电行业用电量同比增长4.5%、增速同比回落0.6个百分点，各季度增速相对平稳。 三季度东部和中部地区用电增速同比、环比回落幅度较大。前三季度东、中、西部和东北地区全社会用电同比分别增长3.4%、1.7%、6.8%和2.2%，增速同比分别回落3.0、5.1、3.0和2.6个百分点。其中，东部地区三季度同比增长1.3%，增速同比和环比分别回落9.4和3.8个百分点；中部地区三季度同比下降4.1%，增速同比和环比分别回落17.5和8.6个百分点。 图2 2013、2014年前三季度各地区用电增速情况图 （二）电力供应能力充足，三季度水电发电量高速增长，火电发电量负增长、设备利用小时降幅扩大 前三季度，电力工程完成投资同比下降3.7%，其中电源同比下降11.4%，电网同比增长3.5%；基建新增发电装机容量5250万千瓦，其中新增非化石能源装机容量2726万千瓦。截至9月底全国6000千瓦及以上电厂装机容量为12.66亿千瓦、同比增长8.7%。前三季度全国规模以上电厂发电量4.08万亿千瓦时、同比增长4.4%，其中非化石能源发电量同比增长19.0%。全国发电设备利用小时3204小时、同比降低174小时。 水电完成投资同比继续大幅下降，三季度水电发电量高速增长。前三季度完成投资同比下降37.7%，新增装机1565万千瓦，其中云南和四川新增合计占84%，截至9月底全国6000千瓦及以上水电装机2.58亿千瓦、同比增长11.7%。发电量同比增长20.8%，其中三季度由于主要水电生产地区来水情况较好而上年汛期来水偏枯，当季发电量同比增长35.5%；设备利用小时2723小时、同比提高84小时。 风电完成投资大幅增加、设备利用小时同比降低。前三季度完成投资同比增长63.0%，新增装机609万千瓦，截至9月底并网装机8482万千瓦、同比增长21.9%。发电量同比增长8.9%，设备利用小时1340小时、同比降低182小时，来风少、风速下降是今年大部分地区风电设备利用小时下降的最主要原因，往年弃风较多的地区今年弃风率有所下降。 并网太阳能发电装机容量及发电量同比大幅增长。截至9月底全国并网太阳能发电装机1870万千瓦（绝大部分为光伏发电）、同比增长173.5%。前三季度发电量169亿千瓦时、同比增长202.4%。 核电完成投资同比继续负增长，前三季度核电新投产3台机组。前三季度完成投资同比下降7.7%，新投产3台机组、329万千瓦。截至9月底装机容量1778万千瓦、同比增长21.7%。发电量同比增长17.7%，设备利用小时5506小时、同比降低290小时。 火电完成投资同比下降，三季度火电发电量负增长，设备利用小时降幅扩大。前三季度完成投资同比下降9.2%，新增装机2580万千瓦，截至9月底 6000千瓦及以上火电装机8.87亿千瓦、同比增长5.3%。发电量同比增长0.7%，受电力消费需求放缓且非化石能源发电高速增长影响，三季度火电发电量同比下降6.5%。设备利用小时3512小时、同比降低182小时，降幅比上半年扩大156小时；其中，云南设备利用小时仅有2039小时、低于全国平均水平1473小时，湖南、吉林和四川也分别仅为2668、2685和2729小时，主要是因电力消费需求放缓，而省内发电装机富余且可再生能源装机比重大，导致火电停机备用、调峰时间较长。 跨省区送电量保持快速增长。前三季度跨区送电量2090亿千瓦时、同比增长14.4%；跨省输出电量6511亿千瓦时、同比增长12.6%，其中南方电网区域西电东送电量同比增长32.9%，三峡电站送出电量同比增长12.8%。 电煤供应持续宽松，二季度以来天然气供需形势缓和。国内煤炭市场供应充足，电煤供应持续宽松。一季度部分地区天然气发电受到供气限制，随着供暖期结束，天然气供需形势缓和，但部分天然气发电厂因存量气价再次上调而地方补贴不到位导致亏损加重。 （三）全国电力供需总体宽松 前三季度，全国电力供需总体宽松，东北和西北区域供应能力富余较多，华中、华东和南方区域供需总体平衡，华北区域供需平衡偏紧。省级电网中，受机组环保改造、气温、局部电网受限等因素影响，山东、河北、天津、江苏、安徽、福建、河南、陕西、西藏和海南在部分时段有一定错峰。 二、四季度电力供需形势预测 （一）四季度电力消费需求增速环比回升 我国经济发展已经进入“新常态”，当前宏观经济呈现稳中趋缓特征，节能减排和环境保护压力日益加大，为确保11月份北京APEC峰会期间的环境质量，预计北京周边的河北等省份工业生产将受到限制，都将抑制电力消费需求较快回升。与此同时，气温及高基数因素在四季度削弱，今年陆续出台的“稳增长”政策措施效果在四季度将有部分显现，有利于稳定用电量增长。综合判断，预计四季度全社会用电量同比增长3%左右，全年全社会用电量同比增长3.5%-4.0%。 （二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高 预计全年新增9600万千瓦左右，其中非化石能源发电5600万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.5亿千瓦，其中非化石能源发电4.5亿千瓦、占总装机比重接近34%。 （三）四季度全国电力供需总体宽松 预计四季度全国电力供需继续总体宽松，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东、华中和南方区域电力供需平衡，华北区域电力供需平衡偏紧。预计全年全国发电设备利用小时4300小时左右，其中火电设备利用小时4800小时左右，同比回落幅度较大。 三、有关建议 （一）做好迎峰度冬准备工作，确保电力系统安全稳定运行 一是高度重视“三北”地区供热与风电消纳对电力系统安全稳定运行的影响，加强热电机组和风电机组的联合协调调度管理，合理安排热电、风电机组运行时间，保障电力系统安全稳定经济运行。二是加快迎峰度冬重点工程建设和投运，提高电力系统整体供电能力。三是电力供需偏紧地区要继续做好有序用电工作，细化相应措施，及时发布电力供需信息，引导社会实施有序用电。 （二）加快开工一批大型水电、核电和电网项目，增加电源在建规模，促进绿色转型 一是针对非化石能源发电在建规模严重偏低的实际，尽快核准开工一批大型水电、核电等绿色优质电源项目，使国务院决策确保落地，确保电力绿色转型和保障电力中长期稳定供应。二是加快跨区跨省输电通道建设，尽快核准建设西南水电基地以及大型风电、太阳能基地的外送通道，确保新增电源及时送出、现有电源过剩能力得到有效消纳，以解决当前较为突出的“弃水”、“弃风”难题。三是严格控制电力富余较多地区的电源开工规模，以集中消化现有电力供应能力。对弃水严重的地区严格控制风电、太阳能发电等开发进度，对电力大量富余的东北地区严格控制包括煤电、风电在内的电源开工规模。四是加大对农网及老少边穷地区电网发展的财政支持力度，加快配电网建设和智能化改造，提高电力系统对分布式能源的消纳能力，提高用电质量及可靠性。 （三）加快解决天然气发电企业及北方热电联产企业普遍亏损问题 一是加快理顺天然气发电价格机制，尽快建立气电价格联动机制。二是针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的实际困难，建议国家有关部门深入研究热电联产企业亏损原因，出台支持热电联产健康发展的有效措施；在政策出台前，对热价倒挂严重、亏损严重的供热电厂予以财政补贴。三是加快建立调峰调频等辅助服务电价机制，以解决火电深度调峰调频补偿问题。 （四）科学分析燃煤电厂对雾霾的影响，扎实有效推进煤电环保超低排放改造 电力行业节能减排成效显著，2013年电力二氧化硫排放量较排放峰值（2006年）下降42%，氮氧化物排放量较排放峰值（2011年）下降17%，烟尘排放量比2005年也下降了61%，但在此期间我国灰霾污染持续加重。随着《火电厂大气污染物排放标准》的严格执行，煤电大气污染物排放会进一步明显下降。为此建议：一是科学分析灰霾成因及电煤（而不是笼统的所有燃煤）大气污染物排放影响占环境空气中PM2.5浓度的占比（而不是排放量占比），对症治霾，以避免找错方向延误治霾时机。二是动态科学评估煤电超低排放改造投入与环境质量改善产出、节能与减排的关系，在政策导向、技术路线导向中避免造成高投入低产出、能耗增加、对环境质量改善微小的环保超低改造结果。三是企业在开展超低排放改造时，重点加强系统优化，以低能耗、低投入取得较好的环保效益。四是有关部门应统筹协调火电厂大气污染物排放标准、特别排放限值、超低排放等环保改造要求，在有序开展环保改造的同时，保障电力和热力供应。",
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"power_transmission.file_content": " 上半年，国民经济运行总体平稳，全国电力供需总体平衡,运行安全稳定。电力消费需求平稳增长，全社会用电量同比增长5.3%，二季度增速逐月回升；城乡居民生活用电同比增长6.6%，第三产业用电增长6.9%，第二产业用电增长5.1%，其中设备制造业用电较快增长，四大高耗能行业用电维持较低增长；西部地区用电增速继续领先、但增速同比回落，中部和东部地区增速同比提高，东北地区低速增长。电力供应能力总体充足，水电、火电和核电完成投资同比继续负增长，水电在建规模持续大幅萎缩，各类型发电设备利用小时同比降低。 下半年，我国经济有望保持平稳增长，用电需求增速稳中有升。预计全年全社会用电量同比增长6%左右，其中下半年增长6.5%左右、增速前低后高。年底全国发电装机13.5亿千瓦左右。预计下半年全国电力供需总体平衡，部分地区供需宽松与局部地区供需偏紧并存；东北和西北区域电力供应能力仍然富余，华北、华中和南方区域部分省份在迎峰度夏期间的用电高峰时段电力供应偏紧。 一、上半年全国电力供需情况分析 （一）全社会用电量增长总体平稳，二季度增速逐月回升 上半年，全社会用电量2.63万亿千瓦时、同比增长5.3%，增速同比提高0.2个百分点。其中，一、二季度同比分别增长5.4%和5.2%;二季度各月增速分别为4.6%、5.3%和5.9%，呈逐月回升态势，反映出当前宏观经济企稳，说明近几个月中央坚持定向调控，出台的一系列稳增长政策措施效果显现。 图1 2010-2014年上半年全社会及各产业用电量增长情况图 电力消费结构继续优化。上半年，第三产业、城乡居民生活用电占全社会用电比重同比分别提高0.23和0.21个百分点，而第一产业、第二产业用电比重同比分别降低0.19和0.25个百分点。 图2 2013、2014年上半年电力消费结构对比图 设备制造业用电较快增长，四大高耗能行业用电维持较低增长。第二产业用电同比增长5.1%，工业用电同比增长5.0%，制造业用电增长5.5%。6月份制造业日均用电量86.5亿千瓦时/天，创历史新高。设备制造业用电增长9.8%、增速同比提高6.3个百分点，所占全社会用电比重同比提高0.3个百分点；四大高耗能行业用电增长4.6%，所占全社会用电比重同比降低0.2个百分点。制造业用电结构的变化，反映了国家定向调控、主动化解部分行业产能过剩和优化调整产业结构等宏观调控政策的效果显现。 第三产业用电增速同比回落。第三产业用电量同比增长6.9%、增速同比回落2.4个百分点。第三产业分行业、分地区增速分化较为明显，住宿和餐饮业、交通运输仓储邮政业用电增速偏低，信息业、金融房地产业保持较快增长；东北和东部地区低速增长，西部和中部地区增速高于10%。 城乡居民生活用电增速同比提高。城乡居民生活用电量同比增长6.6%、增速同比提高2.7个百分点，地区中，西部地区同比增长11.7%，东北地区同比下降0.2%。 西部地区用电增速继续领先、但增速同比回落，中、东部地区增速同比提高，东北地区低速增长。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长4.6%、5.1%、7.6%和2.0%。其中，中部和东部地区增速同比分别提高2.0和0.7个百分点，而东北和西部地区增速同比分别回落2.0和1.7个百分点。 图3 2013、2014年上半年各地区用电量增速情况图 （二）电力供应能力充足，水电、火电和核电完成投资同比继续负增长，各类型发电设备利用小时同比降低 上半年，电力工程完成投资同比下降6.1%，其中电源同比下降12.7%，电网同比略降0.6%；基建新增发电装机3670万千瓦，其中新增非化石能源装机占60%。截至6月底全国6000千瓦及以上电厂装机为12.51亿千瓦、同比增长9.4%。上半年全国规模以上电厂发电量2.62万亿千瓦时、同比增长5.8%，其中非化石能源发电量同比增长10.9%。全国发电设备利用小时2087小时、同比降低79小时。 水电完成投资同比继续负增长，水电在建规模持续大幅萎缩。上半年完成投资同比下降35.0%，新增装机1301万千瓦，其中云南和四川新增合计占85%，截至6月底全国6000千瓦及以上水电装机2.54亿千瓦、同比增长14.4%。发电量同比增长9.7%，设备利用小时1430小时、同比降低101小时。随着西南水电基地溪洛渡等一批重点工程陆续进入投产阶段，水电在建规模大幅萎缩，6月底全国主要发电企业常规水电在建规模已降至2750万千瓦、同比减少3100万千瓦，而上半年常规水电新开工规模不足100万千瓦。 风电完成投资明显增加、设备利用小时同比降低。上半年完成投资同比增长48.3%，新增装机443万千瓦，截至6月底并网装机8275万千瓦、同比增长22.6%。发电量同比增长12.0%，设备利用小时986小时、同比降低114小时，其中除少数地区有弃风原因外，部分地区来风少、风速下降是造成部分省份利用小时下降的重要原因。 并网太阳能发电装机容量及发电量同比大幅增长。截至6月底全国并网太阳能发电装机1814万千瓦（绝大部分为光伏发电）、同比增长271.8%，与并网风电合计装机容量突破1亿千瓦。上半年发电量107亿千瓦时、同比增长235.7%，发电设备利用小时632小时、同比降低36小时。 核电完成投资同比继续负增长，上半年新投产3台机组。上半年完成投资同比下降9.3%，3月份广东阳江核电站1号机组投产，5月份福建宁德核电站一期2号机组和辽宁红沿河核电站一期2号机组投产，截至6月底装机容量1778万千瓦、同比增长21.7%。发电量同比增长16.9%，设备利用小时3430小时、同比降低113小时。 火电完成投资及新增装机同比下降。上半年完成投资同比下降7.7%，新增装机1503万千瓦，截至6月底 6000千瓦及以上火电装机8.79亿千瓦、同比增长5.4%。发电量同比增长4.7%，设备利用小时2375小时、同比降低26小时。 跨省区送电量快速增长。上半年跨区送电量同比增长14.8%；跨省输出电量同比增长9.9%，其中南方电网西电东送电量同比增长15.8%，三峡电站送出电量同比增长4.2%。 电煤供应持续宽松，二季度天然气供应形势缓和。国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。随着供暖期结束，二季度天然气供应缓和，大部分燃机发电供气不受限。行业经营状况继续改善，但上半年五大发电集团所属燃气发电厂亏损面仍达三分之一，热电联产电厂供热亏损面高达60%。 （三）全国电力供需总体宽松 上半年，全国电力供需总体宽松，其中东北和西北区域电力供应能力富余较多，南方区域电力供需平衡有余，华北、华中和华东区域电力供需总体平衡。省级电网中，山东、陕西、安徽、西藏和海南电网在部分高峰时段有一定错峰。 二、下半年电力供需形势预测 （一）下半年电力消费需求有望稳中有升、增速前低后高 预计下半年我国经济将继续保持平稳增长，电力消费需求有望稳中有升。预计全年全社会用电量5.63-5.69万亿千瓦时、同比增长5.5%-6.5%，预期5.66万亿千瓦时、同比增长6.0%左右，其中下半年增长6.5%左右、增速前低后高。 （二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高 预计全年新增9600万千瓦左右，其中非化石能源发电5600万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.5亿千瓦，其中非化石能源发电4.5亿千瓦、占总装机比重接近34%。 （三）下半年全国电力供需总体平衡 预计下半年全国电力供需总体平衡，部分地区供需宽松与局部地区供需偏紧并存。东北和西北区域电力供应能力仍然富余；受跨省区通道能力制约、华中等部分地区高温天气、华中和南方地区部分省份汛期来水较常年同期偏少、煤电机组环保改造、新投发电装机少等因素影响，预计华北、华中和南方区域部分省份在迎峰度夏期间的用电高峰时段电力供应偏紧。预计全年发电设备利用小时4400-4450小时，其中火电设备利用小时4910-4960小时，低于上年。 三、有关建议 （一）加快开工一批大型水电、核电和电网项目，增加电源在建规模，促进绿色转型 近年来新开工规模不足，水电和核电投资持续大幅下降，电源在建规模不足，将可能导致“十三五”期间再次出现电力供应紧张，同时，部分地区“弃水”、“弃风”现象仍然存在。为贯彻落实好中央精神，加快调整电力结构，转变电力发展方式，拉动经济平稳增长。建议：一是尽快核准开工一批大型水电、核电等重点电源项目，增加优质电源在建规模，确保电力绿色转型和保障电力中长期稳定供应。二是加快跨区跨省输电通道建设，尽快核准建设大型风电、太阳能基地以及西南水电基地的外送通道，确保新增电源及时送出、现有电源过剩能力得到有效消纳，以解决“弃风”、“弃光”及“弃水”难题。三是加大财政资金对农网发展支持力度，加快配电网建设及智能化升级，提高电力系统对分布式能源的消纳能力，提高用电质量及可靠性。 （二）加快理顺电价、热价形成机制，促进解决北方热电联产企业及天然气发电企业普遍亏损问题 一是加快建立独立的输配电价机制，输配电价采用过网费模式，平均输配电价由平均销售电价扣除政府性基金及附加、线损折价和平均上网电价形成。在此基础上，稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。二是针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的实际困难，建议有关部门应出台分区域供热价格指导政策，对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价，同时在热价中考虑供热中燃用成本的脱硫、脱硝、除尘等环保补贴电价；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以政策支持和财税补贴。三是加快理顺天然气发电价格机制，尽快建立气电价格联动机制。四是尽快研究云南等水电大省的火电价格形成机制，在地区内开展水、火电企业发电权交易，建立健全水电与火电互补机制，尽早启动实施火电机组两部制电价试点, 补偿火电企业基本的固定经营成本,解决这些地区火电企业持续严重亏损、经营状况持续恶化而面临的企业生存问题。 （三）高度重视我国光热发电产业发展，提高新能源发电发展质量 光热发电与风电和光伏发电相比，具有并网友好、储热连续、发电稳定等优势,是提高新能源开发质量的重要方向。目前我国某些企业光热发电技术已取得重大进展，自主研发并掌握了光热电站核心关键技术和装备技术，在光热发电设备系统集成、国产化方面取得了较大突破，转换效率提高，具有较强的竞争力，且目前已有稳定运行的试验项目。建议：一是加强对已有光热发电科研技术成果的总结，组织高层专家对光热发电技术成果进行进一步认定，促进形成一套完整的具有自主知识产权的技术体系。二是在有条件的地区推广应用光热发电，尽快实现技术成果的工业化转变。通过示范电站的建设，总结经验，形成完善的包括关键光热发电设备设计制造规程，形成设计、建设、施工、验收、运行维护等方面技术标准。三是研究制定光热电站发展规划。重点研究建设河北、山西、陕西、内蒙乃至青海、西藏光热发电基地可行性。四是出台电价、财税、融资等相关激励政策，大力推动光热发电及其关联产业发展，建立自有技术为主导的光热产业链，使之成为带动产业升级新的经济增长点。",
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"power_transmission.file_content": " 一季度，国民经济开局平稳，全国电力供需总体平衡、运行安全稳定。电力消费需求平稳增长，全社会用电量同比增长5.4%；第三产业及城乡居民生活用电增速相对偏低，分别增长6.6%和6.0%；第二产业用电增长5.3%，其中四大高耗能行业用电增速回落，但设备制造业实现两位数增长；西部地区用电增速继续领先，中部地区增速同比回升幅度较大。电力供应能力总体充足，发电装机容量同比增长9.5%，非化石能源发电增速高于全国平均增长水平，各类电源投资同比明显下降，水电、火电和风电设备利用小时均同比降低。 展望后三季度，我国经济增长有望平缓回升，用电需求增速也将稳中有升。预计上半年全社会用电量同比增长6%左右，全年增长7.0%左右。年底全国发电装机13.4亿千瓦左右。预计全国电力供需总体平衡，部分地区供需宽松与局部地区供需偏紧并存，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华北、华中区域部分省份在迎峰度夏期间的用电高峰时段电力供需可能偏紧。 一、一季度全国电力供需情况分析 （一）全社会用电量增长总体平稳 一季度，全社会用电量1.28万亿千瓦时、同比增长5.4%，增速同比提高1.1个百分点，但比上年四季度回落3.0个百分点，其主要原因：一是暖冬影响，导致第三产业及城乡居民生活的采暖用电负荷减少；二是国家主动加大化解产能过剩矛盾力度，加上华北等部分地区治理严重雾霾天气，部分工业企业减产或停产；三是宏观经济增长放缓，特别是固定资产投资增速回落，出口负增长等。 电力消费结构进一步调整。第三产业、城乡居民生活用电占全社会用电比重同比分别提高0.2和0.1个百分点，而第一产业、第二产业用电比重同比分别降低0.2和0.1个百分点，四大高耗能行业用电比重同比降低0.3个百分点。 图1 2013、2014年一季度电力消费结构对比图 第三产业及城乡居民生活用电增速相对偏低。第三产业用电同比增长6.6%，为“十一五”以来的季度最低增速，分别比上年同期及四季度回落2.6和1.9个百分点。城乡居民生活用电同比增长6.0%，比上年四季度增速回落4.0个百分点。 设备制造业用电实现两位数增长，四大高耗能行业用电增速回落。第二产业用电同比增长5.3%，对全社会用电增长的贡献率达70.5%。制造业用电增长5.7%，其中设备制造业用电增长10.9%，四大高耗能行业用电增长4.2%、增速分别比上年同期及四季度回落1.1和4.4个百分点，制造业用电结构的变化，充分反映出国家主动化解部分行业产能过剩和优化调整产业结构等宏观调控政策的效果已经显现。 西部地区用电增速继续领先，中部地区用电增速同比回升幅度较大。东、中、西部和东北地区全社会用电量分别增长4.1%、5.8%、8.4%和1.5%。其中，中部和东部地区用电增速同比分别回升4.5和1.8个百分点，而东北和西部地区用电增速同比分别回落2.8和1.9个百分点。 图2 2013、2014年一季度各地区用电量增速情况图 （二）各类电源投资明显下降，水电、火电及风电设备利用小时同比降低 一季度，电力工程完成投资同比下降5.6%，其中电源投资同比下降23.5%、电网投资同比增长13.4%；基建新增发电装机1315万千瓦，其中新增非化石能源发电装机764万千瓦。截至3月底全国6000千瓦及以上电厂装机容量为12.24亿千瓦，同比增长9.5%。全国规模以上电厂发电量1.27万亿千瓦时、同比增长5.8%。全国发电设备利用小时1038小时、同比降低36小时。 水电在建规模大幅萎缩、投资明显下降。3月底全国主要发电企业水电在建规模已降至4400万千瓦、同比减少2200万千瓦，投资同比下降38.3%。新增装机409万千瓦，截至3月底 6000千瓦及以上装机2.46亿千瓦、同比增长13.7%。发电量同比增长9.7%，设备利用小时551小时、同比降低47小时。 风电投资下降、设备利用小时同比降低。一季度完成投资同比下降18.1%，新增装机196万千瓦，截至3月底并网装机7929万千瓦、同比增长23.6%。发电量同比增长11.0%，设备利用小时479小时、同比降低56小时。 并网太阳能发电装机同比大幅增长。截止3月底全国并网太阳能发电装机1758万千瓦、为上年同期的4.4倍，发电量46.2亿千瓦时。 核电投资同比下降，3月份核电新投产一台机组。一季度投资同比下降11.2%，3月份广东阳江核电站1号机组投产，截至3月底装机1569万千瓦、同比增长25.3%。发电量增长16.3%，设备利用小时1840小时、同比提高17小时。 火电投资及新增装机同比下降。一季度完成投资同比下降13.9%，新增装机566万千瓦，截至3月底 6000千瓦及以上火电装机8.66亿千瓦、同比增长5.5%。发电量同比增长4.7%，设备利用小时1228小时、同比略降2小时。 跨区送电保持快速增长。一季度跨区送电量523亿千瓦时、同比增长15.7%；跨省输出电量1787亿千瓦时、同比增长8.9%。南方电网区域西电东送电量同比下降1.6%。 电煤供应总体宽松，天然气供应紧张。国内煤炭市场供应充足，煤炭价格先降后稳。天然气需求增长强劲，供暖期部分燃机发电供气受限。自非居民用天然气价格上调以来，部分燃机发电企业因地方补贴不到位出现持续亏损。 （三）全国电力供需总体平衡 一季度，全国电力供需总体平衡，其中，华北、华中和华东区域电力供需总体平衡，南方区域电力供需平衡有余，东北和西北区域电力供应能力富余，陕西、西藏和海南电网有少量错避峰。 二、后三季度电力供需形势预测 （一）后三季度电力消费增速稳中有升，全年增速低于上年 综合各部门和机构的预测结果，我国经济有望平缓回升，全年GDP增长7.5%左右。综合考虑我国经济增长及产业结构调整、国家大气污染防治与节能减排、化解钢铁等高耗能行业产能过剩矛盾以及2013年迎峰度夏期间持续高温导致用电基数偏高等因素，预计上半年我国全社会用电量同比增长5.5%-6.5%，暂推荐增长6%左右，预计全年全社会用电量同比增长6.5%-7.5%，继续推荐增长7.0%左右。 （二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重继续提高 预计上半年新增发电装机3400万千瓦左右，全年新增9600万千瓦左右，其中非化石能源发电6000万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.4亿千瓦，其中非化石能源发电4.5亿千瓦左右，非化石能源发电占比接近34%。 （三）后三季度全国电力供需总体平衡 预计后三季度全国电力供需总体平衡，部分地区供需宽松与局部地区供需偏紧并存。东北和西北区域电力供应能力富余较多；华东和南方区域电力供需总体平衡；受跨区通道能力制约、部分机组停机进行脱硝等环保改造以及天然气价格上调影响机组顶峰发电等影响，综合考虑华中等地可能出现的高温天气以及长江流域、西南地区汛期来水偏少等因素，预计华北、华中区域部分省份在迎峰度夏期间的用电高峰时段电力供应可能偏紧。预计全年发电设备利用小时4430-4480小时，其中火电设备利用小时5030-5080小时。 三、有关建议 （一）加强厂网协调，完善政策，促进绿色电力科学发展 为调整电力结构、转变电力发展方式，拉动经济平稳增长，建议：一是尽快核准开工一批大型水电、核电等重点电源项目，增加绿色经济的电源在建规模，确保电力绿色转型和保障电力供需的中长期平衡。二是继续加大电网投资力度。加快跨区跨省输电通道建设，尽快核准建设大型风电、太阳能基地以及西南水电基地的外送通道，解决华北北部、西北和东北地区“弃风”、“弃光”以及西南地区“弃水”难题。加快配电网建设及智能化升级，提高电力系统对分布式能源的消纳能力，提高用电质量及可靠性。三是加快完善并落实促进分布式发电发展相关政策措施。创新分布式发电商业模式，探索构建以电力购买协议为载体，由投资者、开发商和中小用户参与的第三方融资/租赁合作平台，进一步破除分布式发电融资障碍; 进一步制定和落实分布式光伏发电的电费结算、补贴资金申请及拨付的工作流程，确保光伏发电补贴及时足额到位；完善天然气分布式发电电价及补贴政策。四是加快研究完善电网调峰调频辅助服务成本补偿机制，用经济手段调动发电机组调峰调频积极性，促进绿色能源消纳。 （二）加快理顺电价、热价形成机制，促进解决云南等水电大省煤电企业及北方热电联产企业长期普遍亏损问题 一是加快形成独立的输配电价机制，稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。应加大市场监管力度，对地方政府直接指定交易对象、电量、电价等行为及时纠正和追责。二是加快发电电价改革。尽快研究云南等水电大省的火电价格形成机制，在地区内开展水、火电企业发电权交易，建立健全水电与火电互补机制，解决这些地区火电企业持续严重亏损、经营状况持续恶化而面临的企业生存问题；尽快建立气电价格联动机制，加快理顺天然气发电价格机制；尽快研究两部制电价改革。三是针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的实际困难，建议有关部门应出台分区域供热价格指导政策，对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以政策支持和财税补贴。 （三）加快实施电能替代工程，推进提高电能在终端能源消费的比重和发电用煤在煤炭消费的比重 为贯彻落实国务院《大气污染防治行动计划》，尽快解决我国严重雾霾天气问题，建议：一是国家尽快研究制定电能替代战略规划，出台电能替代产业政策，不断提升电能占终端能源消费的比重。以电能替代战略规划统筹指导实施“以电代煤”和“以电代油”工程，提高全社会电气化水平。二是加快在工业、交通运输业、建筑业、农业、居民生活等主要领域实施电能替代工程，加快提高发电用煤占煤炭消费的比重。在工业和民用领域推广“以电代煤”，降低散烧煤应用范围。在城市交通领域，大力推动城市电动汽车、电气化轨道交通的研发和应用，推广新建小区建设电动汽车充电桩。三是加快调整电源结构和优化电源布局，促进全国范围内配置电能资源。四是通过市场机制和经济手段促进节能减排，推广节能发电调度办法，深化电力需求侧管理，推行合同能源管理，推进发电权交易和大气污染物排污权交易。 （四）正确认识燃煤电厂对雾霾的影响，科学提出治理要求 近期环保部门要求京津冀地区燃煤电厂在2014年年底前完成特别排放限值改造，该要求是继2011年《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）、2013年《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》后的再次趋严要求，电厂刚刚完成改造又要再次改造，面临技术选择难、工期过短、电网调度安排难等系列问题。要达到特别排放限值要求，燃煤电厂单位治理成本越来越高，取得的环保效益越来越小。建议：一是科学分析燃煤电厂从执行排放标准限值改为执行特别排放限值对环境质量改善的效果，以及环保改造资金投入和环境效益产出性价比。二是指导企业选择能够长期、连续、稳定达标且技术可行、经济合理的技术改造路线，并出台实施特别排放限值的环保电价政策。三是针对海南等地区因进行煤电脱硝等环保改造可能造成较大电力缺口的情况，建议当地可适当推迟煤电环保改造完成时间，避免停机改造影响到电力供需平衡。",
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"power_transmission.file_content": " 2013年，全国电力运行安全平稳，电力供需总体平衡。全社会用电量全年同比增长7.5%，同比提高1.9个百分点；第三产业和城乡居民用电延续高速增长，分别同比增长10.3%和9.2%；第二产业用电同比增长7.0%，制造业用电增速逐季攀升，四大高耗能行业用电增速先降后升、同比增长6.0%；西部地区用电增速继续明显领先，各地区增速均高于上年。年底全国发电装机容量首次跃居世界第一、达到12.5亿千瓦，全年非化石能源新增装机占全部新增的比重提高到62%，水电新增装机创历史新高，并网太阳能发电新增装机增长近十倍。风电发电量保持高速增长，设备利用小时同比再提高151小时、设备利用率明显提高。 展望2014年，我国经济将延续平稳增长态势，预计国内生产总值同比增长7.5%左右，相应全社会用电量同比增长7.0%左右，年底全国发电装机13.4亿千瓦左右。预计全国电力供需总体平衡，东北区域电力供应能力富余较多，西北区域电力供应能力有一定富余，华北区域电力供需平衡偏紧，华东、华中、南方区域电力供需总体平衡。 一、2013年全国电力供需情况分析 （一）全社会用电量增速同比提高，季度增速前升后降 根据我会统计，2013年全社会用电量5.32万亿千瓦时、同比增长7.5%，增速比上年提高1.9个百分点，人均用电量达到3911千瓦时。主要受宏观经济企稳回升、夏季持续高温天气、冬季气温偏暖等影响，前三季度用电增速逐季回升，第三季度最高达10.9%，第四季度增速回落，仍达到8.4%，高于全年及上年同期增速。 第三产业和城乡居民用电延续高速增长。第三产业用电量同比增长10.3%，反映出第三产业市场消费需求持续活跃，占全社会用电比重同比提高0.3个百分点。城乡居民用电量同比增长9.2%、占比提高0.19个百分点，其中三季度全国大部分地区遭遇持续高温天气，当季城乡居民生活用电量同比增长17.6%、为近几年来季度用电最高增速。 图1 2012、2013年电力消费结构图 制造业用电增速逐季攀升，四大高耗能行业用电增速先降后升。第二产业用电量同比增长7.0%、同比提高2.8个百分点，对全社会用电增长的贡献率上升为68.7%、同比提高13.6个百分点。制造业用电增长6.8%，分季增速依次为4.5%、5.0%、8.0%和9.3%，反映出下半年以来我国实体经济生产呈现稳中有升的良好态势。化工、建材、黑色金属、有色金属四大行业全年合计用电同比增长6.0%，分季增速依次为5.3%、3.3%、6.9%和8.6%，占全社会用电量比重同比降低0.43个百分点。 西部地区用电增速继续明显领先，各地区增速均高于上年。东部、中部、西部和东北地区全年用电增速分别为6.6%、6.9%、10.6%和4.2%，均高出上年增速。西部地区明显领先于其他地区，占全国用电比重同比提高0.7个百分点。 图2 2012、2013年全国分地区电力消费结构图 图3 2013年各地区分季度全社会用电量增速情况图 （二）全国发电装机容量首次跃居世界第一，新能源发电继续超高速增长 全年电网投资占电力工程投资比重为51.2%、同比提高1.6个百分点；电源投资中的非化石能源发电投资比重达到75.1%，同比提高1.7个百分点。全年非化石能源发电新增装机5829万千瓦、占总新增装机比重提高至62%。2013年底全国发电装机容量首次超越美国位居世界第一、达到12.5亿千瓦，其中非化石能源发电3.9亿千瓦，占总装机比重达到31.6%、同比提高2.4个百分点。全年发电量5.35万亿千瓦时、同比增长7.5%，发电设备利用小时4511小时、同比降低68小时。全国火电机组供电标煤耗321克/千瓦时，提前实现国家节能减排“十二五”规划目标（325克/千瓦时），煤电机组供电煤耗继续居世界先进水平。 水电新投产容量创历史新高。全年常规水电新增2873万千瓦，年底装机2.6亿千瓦、同比增长12.9%；发电量同比增长4.7%，设备利用小时3592小时。全年抽水蓄能新增120万千瓦，年底装机容量2151万千瓦。 并网太阳能发电新增装机同比增长近十倍。2013年，国务院及各部门密集出台了一系列扶持国内太阳能发电产业发展政策，极大地促进了我国太阳能发电发展。全年新增装机1130万千瓦、同比增长953.2%，年底装机1479万千瓦、同比增长335.1%；发电量87亿千瓦时、同比增长143.0%。 风电延续高速增长，风电设备利用率明显提高。全年并网风电新增1406万千瓦，年底装机7548万千瓦、同比增长24.5%；发电量1401亿千瓦时、同比增长36.3%，发电设备利用小时2080小时，为2008年以来的年度最高水平，同比再提高151小时，风电设备利用率连续两年提高。 核电投资同比减少，全年投产两台核电机组。全年完成核电投资同比减少22.4%；新增两台机组共221万千瓦，年底装机1461万千瓦、同比增长16.2%；发电量同比增长14.0%，设备利用小时7893小时、同比提高38小时。 煤电投资及其装机比重连续下降，气电装机增长较快。全年完成煤电投资同比下降12.3%，占电源投资比重降至19.6%。年底装机7.9亿千瓦，占比降至63.0%、同比降低2.6个百分点。发电量同比增长6.7%，占比为73.8%、同比降低0.6个百分点，全年设备利用小时5128小时。2013年底，全国气电装机同比增长15.9%，发电量同比增长4.7%。 跨区送电保持快速增长。全年完成跨区送电量2379亿千瓦时、同比增长17.9%，跨省输出电量7853亿千瓦时、同比增长9.1%，四川为消纳富余水电，通过向上直流和锦苏直流线路外送华东电量547亿千瓦时、同比大幅增长185.8%。南方电网区域西电东送电量1314亿千瓦时、同比增长5.8%。 电煤供应宽松，天然气供应紧张。国内煤炭市场供应宽松，电煤价格先降后升。天然气需求增长强劲，冬季用气紧张，部分燃机发电供气受限。2013年7月国家上调非居民用天然气价格以来，部分燃机发电企业因地方补贴不到位出现持续亏损。 （三）全国电力供需总体平衡，地区间电力富余与局部紧张并存 2013年，全国电力供需总体平衡。其中，东北和西北区域电力供应能力富余较多；华北、华中和南方区域电力供需总体平衡；华东区域电力供需偏紧，江苏、浙江等地在年初、夏季用电高峰时段出现错避峰。 二、2014年全国电力供需形势预测 （一）电力消费增速预计将比2013年小幅回落 总体判断，2014年我国经济将延续平稳增长态势，预计国内生产总值同比增长7.5%左右。综合考虑2014年经济增长形势、国家大气污染防治与节能减排、化解钢铁等高耗能行业产能严重过剩矛盾以及2013年迎峰度夏期间持续高温天气导致用电基数偏高等因素，预计2014年我国全社会用电量同比增长6.5%-7.5%，推荐增长7.0%左右。 （二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重继续提高 预计全年新增发电装机9600万千瓦左右，其中非化石能源发电6000万千瓦左右、煤电新增3000万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.4亿千瓦，其中煤电8.2亿千瓦左右，非化石能源发电4.5亿千瓦左右，非化石能源发电占比接近34%。非化石能源发电装机中，常规水电2.8亿千瓦、抽水蓄能发电2271万千瓦、核电2109万千瓦、并网风电9300万千瓦、并网太阳能发电2900万千瓦左右。 （三）2014年全国电力供需总体平衡 预计2014年全国电力供需总体平衡。其中，东北区域电力供应能力富余较多，西北区域有一定富余；华北区域电力供需平衡偏紧；华东、华中、南方区域电力供需总体平衡。预计全年发电设备利用小时4430-4480小时，其中煤电设备利用小时超过5100小时。 三、有关建议 （一）加快发展清洁能源发电 加快发展清洁能源发电已成为我国能源电力发展的重大战略选择，建议：一是深化总体战略研究，统筹规划清洁能源发电。增强水电、核电、天然气发电以及新能源发电等清洁能源发电的规划协调性，保障规划与国家财政补贴额度、环境保护要求、经济社会电价承受能力以及电力系统消纳能力等相关因素相协调。二是健全完善相关管理制度和技术标准。完善相关技术标准，加强清洁能源发电设备制造、建筑安装、生产运行、退役后处理等全过程环保标准完善与监督；加强清洁能源发电并网制度管理，严格执行并网技术规定；统筹规划、逐步开展核电标准建设工作，逐步建立并完善与国际接轨的国内核电技术标准体系。三是加快完善并落实促进分布式发电发展相关政策措施。创新分布式发电商业模式，构建以电力购买协议为载体，由投资者、开发商和中小用户参与的第三方融资/租赁合作平台，进一步破除分布式发电融资障碍; 进一步制定和落实分布式光伏发电的电费结算、补贴资金申请及拨付的工作流程，确保光伏发电补贴及时足额到位；完善天然气分布式发电电价及补贴政策。四是健全资金筹集机制和进一步完善财政税收扶持政策。拓宽清洁能源发电发展基金来源渠道，适度增加政府财政拨款额度，建立完善捐赠机制，推广绿色电力交易机制；加大财政资金对科技开发特别是基础研究的投入；对清洁能源产业制定明确的税收优惠政策；鼓励金融机构对清洁能源发电特别是分布式清洁发电项目融资贷款，并给予多方面优惠。五是推行绿色电力交易。实施居民和企业自愿认购绿色电力机制，作为电价补贴机制的重要补充。六是鼓励清洁能源发电科技创新，降低发电成本。为力争2020年前实现风电上网电价与火电平价，2020年实现光伏发电用户侧平价上网，积极开展风电、光伏发电等领域的基础研究、关键技术研发，进一步降低发电成本。 （二）加快制定实施电能替代战略规划 为贯彻落实国务院《大气污染防治行动计划》，尽快解决我国严重雾霾天气问题，需要加快实施电能替代工程。建议：一是国家尽快研究制定电能替代战略规划，出台电能替代产业政策。以电能替代战略规划统筹指导实施“以电代煤”和“以电代油”工程，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。二是加快在工业、交通运输业、建筑业、农业、居民生活等主要领域实施电能替代工程。在工业和民用领域推广“以电代煤”，降低散烧煤应用范围，提高煤炭转化为电力的比重。在城市交通领域，大力推动城市电动汽车、电气化轨道交通的研发和应用，推广新建小区建设电动汽车充电桩。三是加快调整电源结构和优化电源布局。积极有序发展新能源发电，在确保安全的前提下加快核准开工一批核电项目，加快西南水电基地开发以及西部、北部大型煤电基地规模化和集约化开发，通过特高压等通道向东中部负荷中心输电、提高东中部接受外输电比例，实现更大范围的资源优化配置和环境质量的结构性改善。四是通过市场机制和经济手段促进节能减排，深化电力需求侧管理，推行合同能源管理，推进发电权交易和大气污染物排污权交易。五是提高电力企业环保设施运行维护管理水平，发挥好现有环保设施的污染物控制能力。 （三）加快解决“三北”基地不合理“弃风”问题 2012年以来全国并网风电设备利用率稳步提高，但“三北”基地“弃风”问题仍然存在。建议：一是坚持集中与分散开发相结合、近期以分散为主的风电开发方针。分散开发应该成为近中期风电开发的侧重点，集中开发要以确定的消纳市场和配套电网项目为前提，因地制宜稳妥开发海上风电。二是切实加强统筹规划，健全科学有序发展机制。科学制定全国中长期总量目标，立足电力行业总体规划来深化统筹风电专项开发规划，坚持中央与地方规划相统一，健全完善国家规划刚性实施机制。三是切实加强综合协调管理，提高政策规划执行力。科学制定项目核准流程规范，强化规划执行刚性；建立风电项目和配套电网、调峰调频项目同步审批的联席会议制度，建立项目审批与电价补贴资金直接挂钩制度；加快跨区通道建设，加快核准和超前建设包括特高压输电工程在内的跨区跨省通道工程，尽早消纳现有“三北”基地风电生产能力；尽早建立健全调峰调频辅助服务电价机制；科学制定各类技术标准和相关管理细则。 （四）加快解决东北区域发电装机富裕问题 东北地区电力供应能力长期富余，随着辽宁红沿河核电厂等项目陆续投产，电力供应富余进一步增加，发电企业经营困难加剧。建议：一是国家对东北电力富余问题开展专题研究，提出消纳东北电力富余电力的方案和措施；二是“十二五”期间应严格控制区域内包括煤电、风电在内的电源开工规模，以集中消化现有电力供应能力。 （五）加快理顺电价、热价形成机制，促进解决云南等水电大省煤电企业及北方热电联产企业长期普遍亏损问题 我国已经进入电价上涨周期，要立足于电力市场化改革顶层设计，加快推进电价机制改革，更多采用市场机制调节电价，减少行政干预：一是加快发电环节两部制电价改革。尽快研究云南等水电大省的煤电价格形成机制，解决这些地区煤电企业持续严重亏损、经营状况持续恶化而面临的企业生存问题；加快理顺天然气发电价格机制。二是加快形成独立的输配电价机制，稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。国家有关部门应加大市场监管力度，对地方政府行政指定直接交易对象、电量、电价以及降价优惠幅度等行为及时纠正和追责。三是针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的实际困难，建议有关部门应出台分区域供热价格指导政策，对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价，并执行煤热价格联动机制；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以政策支持和财税补贴，以保障企业的正常经营生产，确保迎峰度冬期间安全稳定供热。 （六）加快完善大气污染物特别排放限值相关政策措施 根据国家2013年2月发布的《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》，要求重点控制区域（19个省的47个城市）主城区的燃煤机组自2014年7月1日起执行特别排放限值，非主城区的在“十三五”期间执行特别排放限值。电力企业普遍反映，执行特别排放限值在技术、工期、经济等方面存在诸多难以克服的困难。建议：一是由国家有关部门共同研究提出能够满足特别限值要求的指导性技术路线和更为科学的监督考核要求。二是相关部门继续完善特别排放限值地区的现役燃煤机组综合环保电价，针对新建机组执行特别限值而增加的成本支出应相应调整电价。三是统筹安排停机改造时间，避免停机改造影响到电力平衡问题，对于确因客观原因、在限期前不能完成环保改造的机组，顺延实施。四是对重点地区环保技改工程提供环保专项资金和贷款贴息补助。",
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"power_transmission.file_content": " 前三季度，国民经济运行总体平稳，全国电力供需总体平衡，迎峰度夏安全稳定。全社会用电量同比增长7.2%，增速比上年同期提高2.4个百分点，其中三季度增长10.9%；第一产业用电同比增长0.1%，第二产业用电增长6.5%、低于全国平均增长水平，第三产业用电增长10.9%、延续高速增长势头，城乡居民生活用电增长8.9%、三季度增速大幅提升至17.6%。全国6000千瓦及以上发电装机容量同比增长9.5%，电力供应能力充足，水电发电量在三季度负增长、前三季度设备利用小时同比下降150小时，电煤供应总体宽松，火电发电量在三季度实现两位数增长、前三季度设备利用小时同比降幅收窄至6小时，风电发电量保持高速增长、设备利用小时同比增幅扩大到138小时。 主要受上年同期高基数、气温等因素影响，预计四季度全社会用电量增速有所回落、同比增长6.5%-7.5%，全年增长7.0%左右。预计年底全国发电装机达到12.3亿千瓦左右、跃居世界第一，全年发电设备利用小时4530小时左右、其中火电5000小时左右，四季度全国电煤供应总体宽松。总体判断，四季度全国电力供需总体平衡，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华北和华中区域电力供需基本平衡，华东和南方区域部分省份在迎峰度冬用电高峰时段电力供需平衡偏紧。 一、前三季度全国电力供需情况分析 （一）全社会用电量增速逐季上升 根据我会统计，前三季度，全社会用电量3.95万亿千瓦时，同比增长7.2%，增速比上年同期提高2.4个百分点。分季度看，一、二、三季度全社会用电量同比分别增长4.3%、6.0%和10.9%，全国大范围持续高温天气、宏观经济运行稳中有升以及上年同期低基数是三季度用电增速明显加快的主要原因。 图1 2012、2013年前三季度电力消费结构图 三季度城乡居民生活用电增速大幅提升。前三季度同比增长8.9%，迎峰度夏期间，全国大部分地区遭遇历史罕见的大范围持续高温天气，三季度当城乡居民生活用电增速达到17.6%。 第三产业延续高速增长势头。前三季度同比增长10.9%，其中三季度增长13.6%，反映出第三产业市场消费需求依然活跃，对保持经济和用电平稳增长起到有效支撑。第三产业用电所占全社会用电比重同比提高0.44个百分点。 电力消费结构继续优化。第二产业用电量同比增长6.5%，占全社会用电量比重同比降低0.55个百分点，降幅比上半年扩大0.33个百分点。化学原料及制品业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业四大重点用电行业合计用电增长5.1%，其中，一、二、三季度分别增长5.3%、3.3%和6.9%，分别比同期全社会用电量增速高1.0、低2.7和低4.0个百分点；占全社会用电量比重同比降低0.60个百分点，降幅比上半年扩大0.25个百分点。 西部地区用电保持较高增长，东部和中部地区用电增速逐季上升。前三季度，东、中、西和东北地区用电同比分别增长6.4%、6.8%、9.8%和4.4%，其中，东部和中部地区用电增速逐季上升，三季度均实现两位数增长。 图2 2013年前三季度各地区全社会用电量增速情况图 （二）电力供应能力充足 前三季度，完成电力投资4930亿元、同比增长6.4%，其中电源同比增长2.1%，电网同比增长10.8%。新增发电装机5457万千瓦，9月底全国6000千瓦及以上电厂装机容量11.63亿千瓦、同比增长9.5%。国家统计局统计全国规模以上电厂发电量3.87万亿千瓦时、同比增长6.8%。发电设备利用小时3385小时、同比降低55小时。 图3 2006-2013年前三季度发电设备利用小时情况图 三季度各月水电发电持续负增长，水电设备利用小时同比下降。前三季度完成投资同比增长11.8%，新增装机1867万千瓦，截至9月底全国6000千瓦及以上水电装机2.31亿千瓦、同比增长12.4%，规模以上水电厂发电量同比增长4.0％，其中三季度各月同比分别下降6.5%、10.1%和5.7%，前三季度利用小时同比下降150小时。 风电发电量保持高速增长，设备利用率继续提高。前三季度，风电完成投资同比减少3.5%，并网风电新增装机647万千瓦，9月底全国6000千瓦及以上并网风电装机6826万千瓦、同比增长23.6%，发电量同比增长40.6%，利用小时1522小时、同比提高138小时，提高幅度比上半年扩大47小时，风电设备利用率继续提高。并网太阳能发电新增装机321万千瓦、同比增加290万千瓦，9月底6000千瓦及以上并网太阳能发电装机684万千瓦，发电量56亿千瓦时。 核电投资同比减少，设备利用小时同比下降。前三季度完成投资同比减少21.3%，新增装机221万千瓦，9月底核电装机1461万千瓦、同比增长16.7%，发电量同比增长11.7%，利用小时同比下降12小时。 三季度各月火电发电量保持两位数增长，设备利用小时同比降幅进一步收窄。前三季度完成投资与上年同期基本持平，占电源投资的比重为26.5%，新增装机2402万千瓦，9月底全国6000千瓦及以上火电装机8.42亿千瓦、同比增长7.2%，规模以上火电厂发电量同比增长6.5%，当季各月同比分别增长11.3%、19.2%和11.0%，前三季度利用小时同比下降6小时，下降幅度比上半年收窄77小时。 跨区送电保持快速增长。前三季度，全国跨区送电量1803亿千瓦时、同比增长15.9%，跨省输出电量5773亿千瓦时、同比增长6.4%。其中，东北外送电量增长66.7%，华中外送电量增长28.6%，西北外送电量减少8.8%。南方电网区域西电东送电量945亿千瓦时、同比增长1.5%。三峡电站送出电量675亿千瓦时、同比减少12.3%。 （三）全国电力供需总体平衡，迎峰度夏安全稳定 前三季度，全国电力供需总体平衡，局部地区供需偏紧。其中，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华北、华中和南方区域电力供需总体平衡，华东区域电力供需偏紧，江苏、浙江等省份在年初、迎峰度夏用电高峰时段出现错避峰。 二、四季度全国电力供需形势预测 （一）四季度电力消费增速将有所回落 总体判断，四季度国内经济将继续保持平稳增长，增速可能略低于三季度。考虑到上年四季度用电基数较高，国家化解钢铁、水泥、电解铝、平板玻璃、船舶五大行业产能严重过剩矛盾以及气温影响等因素，预计四季度全社会用电量增速将比三季度回落，四季度全社会用电量同比增长6.5%-7.5%，全年全社会用电量5.31万亿千瓦时、同比增长7.0%左右。 （二）电力供应能力充足，可再生能源装机新增较多 预计全年新增发电装机9100万千瓦左右，其中，可再生能源装机新增4900万千瓦左右，火电新增4000万千瓦左右，核电新增221万千瓦。预计2013年底全国发电设备容量将达到12.3亿千瓦左右，将成为世界上发电装机规模最大的国家，其中火电8.6亿千瓦、核电1461万千瓦、可再生能源3.6亿千瓦，可再生能源占全国装机比重在30%左右。 （三）四季度全国电力供需总体平衡 综合考虑部分区域可能出现的极端低温天气、重点流域汛期来水偏枯导致电站蓄水减少、火电机组集中脱硝达标改造、天然气供应紧张及价格上调、风电太阳能发电大规模发展等因素对电力供需可能产生的影响，预计四季度全国电力供需总体平衡，华东和南方区域部分省份在迎峰度冬用电高峰时段电力供需平衡偏紧，华北和华中区域电力供需基本平衡，东北和西北区域电力供应能力富余较多。预计全年发电设备利用小时4530小时左右，其中火电设备利用小时5000小时左右。 三、有关建议 （一）做好迎峰度冬工作预案，确保电力系统安全稳定运行 一是统筹火电机组脱硝等改造时间，保障电力供应。按照国家尤其是地方政府特别排放限值的达标改造期限要求，一批火电机组需要在冬季进行脱硝等达标改造，对迎峰度冬期间保障电力热力供应带来影响，建议有关部门统筹协调好火电机组改造与保障电力热力供应。二是高度重视“三北”地区供热与风电消纳对电力系统安全稳定运行的影响，合理安排热电机组与风电机组运行时间，保障电力系统安全稳定经济运行。三是加快迎峰度冬重点工程建设和投运，提高电力系统整体供电能力。四是做好有序用电工作，细化相应措施，及时发布电力供需信息，引导社会实施有序用电。 （二）统筹安排好天然气供应，疏导燃机电价矛盾，优化天然气发电布局 一是统筹做好用电用气高峰期间燃气调峰机组用气与城乡居民生活用气、工业用气保障工作。加快储气库建设，提高输气管网储气调峰能力，优先保障居民用气，满足电力系统调峰需求。二是加快疏导燃机电价矛盾。地方政府增加财政补贴额度，弥补燃机发电亏损。统筹制定全国天然气发电价格补贴政策，省级政府落实资金来源和补贴水平。三是优化天然气发电布局。根据经济社会发展承受能力和各省市区财政补贴能力，合理确定天然气发电规模。坚持大中小相结合、多种方式共同发展原则，鼓励和优先发展天然气分布式能源系统，提高能源利用效率；在风电等新能源大规模发展、系统调峰容量严重不足地区，有序发展大型单循环燃气调峰机组。 （三）优化风电、光伏发电布局，加快解决弃风弃光问题 2012年以来，我国风电设备利用率逐步提高，但“三北”风电基地仍然存在“弃风”问题，少数光伏发电基地存在“弃光”问题。要解决这些问题，一是坚持集中与分散相结合原则，优先鼓励分散、分布式风电和光伏发电发展。二是做好统筹规划。坚持发展目标要与国家财政补贴能力相平衡，实现区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，做到国家与地方规划相统一。三是加快跨大区通道建设。加快核准和超前建设包括特高压输电工程在内的跨区跨省通道工程，以消纳 “三北”基地现有的过剩发电能力。在消纳市场未确定及跨区跨省通道未开工建设前，应适度控制“三北”地区大规模集中式开发。四是增加可再生能源发展基金中财政专项资金额度，开辟新的补贴资金渠道。风电、光伏发电等发展离不开国家财政补贴，尽管可再生能源电价附加已调升到1.5分/千瓦时，但随着开发规模不断增加，现有电价附加水平将仍然不足，存在补贴金额不足风险。财政补贴资金即可再生能源发展基金中，除增加可再生能源电价附加水平外，更应拓宽可再生能源发展基金来源，如大幅增加国家财政专项资金补贴，开辟新的资金渠道。五是加快风电、太阳能发电技术创新，进一步降低造价，提高质量，逐步提高与传统能源发电的市场竞争力，减轻国家财政补贴压力。六是加快建立调峰调频等辅助服务电价机制，用经济手段调动发电机组调峰调频积极性，促进可再生能源消纳。 （四）加快理顺电价形成机制，促进行业科学发展 我国已经进入电价上涨周期，要立足于电力市场化改革顶层设计，加快推进电价机制改革，更多采用市场机制调节电价，减少行政干预：一是加快形成独立的输配电价机制，稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。地方政府不得通过行政手段指定直接交易的对象、电量和电价，不得指定交易的降价优惠幅度，国家有关部门应加大电价检查力度，规范电价秩序。二是加快发电环节两部制电价改革。调整完善水电价格形成机制；研究云南、四川、湖南等水电大省的火电价格形成机制，解决这些地区长期亏损的火电企业生存问题；加快理顺天然气发电价格机制。三是针对华北、东北等地区热电联产企业供热普遍亏损的实际，建议政府有关部门对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价，并执行煤热价格联动机制；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以财政补贴，以缓解企业经营困难，保障迎峰度冬期间安全稳定供热。 （五）尽快研究制定电能替代战略规划，加快实施电能替代工程 贯彻落实国务院大气污染防治行动计划，加快解决我国严重灰霾天气问题，需要加快实施电能替代工程。建议：一是国家尽快研究制定电能替代战略规划，出台电能替代产业政策。以电能替代战略规划统筹指导实施“以电代煤”和“以电代油”工程，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。二是加快实施电能替代工程。在工业和民用领域推广“以电代煤”，降低散烧煤应用范围，提高煤炭转化为电力的比重。在城市交通领域，大力推动城市电动汽车、电气化轨道交通的研发和应用，推广新建小区建设电动汽车充电桩。三是加快调整电源结构和优化电源布局，积极高效发展核电、新能源发电，加快西南水电基地开发以及西部、北部大型煤电基地规模化和集约化开发，通过特高压等通道向东中部负荷中心输电，实现更大范围的资源优化配置和环境质量的结构性改善。四是通过市场机制和经济手段促进节能减排，深化电力需求侧管理，推行合同能源管理，推进发电权交易，研究火电氮氧化物排污权交易。五是提高电力企业环保设施运行维护管理水平，发挥好现有环保设施的污染物控制能力。 （六）加快西南水电基地外送通道建设，统筹考虑西南水电开发及市场消纳 今年以来，在各级政府部门统筹协调和电力企业积极努力下，加上来水偏枯较多，西南水电基地弃水量明显少于年初预期，但未来仍存在大量弃水风险。建议：一是国家有关部门超前统筹规划西南水电等可再生能源的开发，尽早明确市场消纳和输电通道。二是按规划及时核准、开工西南水电基地的外送通道工程，加快溪洛渡-浙西以及云南金沙江中游送电广西等跨区通道建设，确保外送通道尽早投产。三是对弃水严重的省份适当控制风电、太阳能等电源开发进度。",
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"power_transmission.file_content": " 上半年，国民经济运行总体平稳，全国电力供需总体平衡。全社会用电量同比增长5.1%，增速同比小幅回落；第一产业用电同比下降0.8%，第二产业用电增长4.9%、略低于全国平均增长水平，第三产业用电增长9.3%、延续较快增长势头，城乡居民生活用电增长3.9%、但6月份增速回升至9.3%。发电装机容量同比增长9.3%，电力供应能力充足；水电多发，设备利用小时同比提高76小时；电煤供应总体平稳，火电发电量低速增长、设备利用小时同比下降83小时；风电发电量高速增长，设备利用小时同比提高91小时。 下半年，我国经济有望保持平稳增长，预计迎峰度夏期间受高温天气等影响全社会用电量增速有较大回升，下半年同比增长5.0%-7.0%，全年同比增长5.0%-6.0%。预计年底全国发电装机12.3亿千瓦左右，全年发电设备利用小时4500小时左右，火电设备利用小时4900小时左右。下半年全国电力供需总体平衡，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华北和华东区域部分省份在迎峰度夏高峰时段紧平衡。 一、上半年全国电力供需情况分析 （一）全社会用电量保持中速增长水平 根据我会统计，上半年，全社会用电量2.50万亿千瓦时，同比增长5.1%，增速同比略降0.4个百分点。 图1 2012、2013年上半年电力消费结构图 第三产业延续高速增长势头。上半年同比增长9.3%，反映出第三产业市场消费需求依然活跃，对保持经济和用电平稳增长起到较大支撑作用。第三产业用电所占全社会用电比重同比提高0.46个百分点。 城乡居民生活用电量增速先低后高。上半年同比增长3.9%，为近年来的较低增长水平，但6月份增速已回升至9.3%。 高耗能行业用电增速回落，反映出我国在调结构方面取得积极进展。第二产业用电量同比增长4.9%、低于全国平均水平，占全社会用电量比重同比降低0.22个百分点。工业及其制造业用电增长均为4.8%，其中化学原料及制品业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业四大重点用电行业合计用电增长4.2%、比重同比降低0.35个百分点。四大高耗能行业用电增速低于工业用电增速，工业用电增速低于第二产业增速，第二产业用电增速低于全社会用电增速。 西部地区用电保持较高增长。上半年，东部、中部、西部和东北地区用电同比分别增长4.0%、3.2%、9.3%和4.0%。从各区域电网看，华北电网区域同比增长4.4%，其中二季度同比增长4.3%；东北电网区域同比增长4.0%，其中二季度同比增长3.5%；华东电网区域同比增长4.5%，其中二季度同比增长7.1%；华中电网区域同比增长3.6%，其中二季度同比增长5.3%；西北电网区域同比增长12.4%，其中二季度同比增长11.8%；南方电网区域同比增长5.6%，其中二季度同比增长5.6%。 图2 2013年上半年各区域全社会用电量增速情况图 （二）电力供应能力充足 上半年，国家统计局统计全国规模以上电厂发电量2.43万亿千瓦时、同比增长4.4%。发电设备利用小时2173小时、同比降低64小时。完成投资3065亿元、同比增长7.4%，其中电源投资同比减少3.8%，电网投资同比增长19.1%。新增发电装机3243万千瓦，截至6月底全国6000千瓦及以上电厂装机容量11.42亿千瓦、同比增长9.3%，其中可再生能源发电装机容量2.93亿千瓦、同比增长14%。 图3 2006-2013年上半年发电设备利用小时情况图 水电投资下降、设备利用小时同比增加。上半年，水电完成投资同比减少7.3%，水电新增装机889万千瓦，6月底全国6000千瓦及以上水电装机2.22亿千瓦、同比增长9.6%。全国6000千瓦及以上水电厂发电同比增长15.6％，平均利用小时1532小时、同比提高76小时。 风电投资增加、设备利用小时同比提高。上半年，风电完成投资同比增长5.3%，并网风电新增装机410万千瓦， 到6月底全国并网风电装机6618万千瓦、同比增长25.9%。并网风电发电量同比增长39.3%，设备利用小时1101小时、同比提高91小时，风电设备利用率有所提高。6月底6000千瓦及以上并网太阳能发电装机464万千瓦、上半年新增装机138万千瓦，发电量30亿千瓦时。 核电和火电投资下降、设备利用小时同比下降。上半年，核电完成投资同比减少18.2%，核电新增装机221万千瓦， 6月底核电装机1461万千瓦、同比增长16.7%。核电发电量同比增长3.0%，设备利用小时3543小时、同比下降195小时。 上半年，火电完成投资同比下降4.2%，火电新增装机1585万千瓦， 6月底全国6000千瓦及以上火电装机8.34亿千瓦、同比增长7.6%。火电发电量同比增长2.6%，设备利用小时2412小时、同比降低86小时。 跨区跨省送电保持两位数增长。上半年，全国跨区送电量983亿千瓦时、同比增长13.5%，跨省输出电量3468亿千瓦时、同比增长10.1%。其中，华中外送电量增长43.5%，东北外送电量增长15.4%，西北外送电量减少11.3%。南方电网区域西电东送电量548亿千瓦时，同比增长31.8%。三峡电站送出电量同比减少5.6%。 （三）全国电力供需总体平衡 上半年，全国电力供需总体平衡。其中，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华北、华东、华中和南方区域电力供需总体平衡，华东区域个别省份在1月和6月出现错峰限电。 二、下半年全国电力供需形势预测 （一）下半年国内经济有望保持平稳增长，迎峰度夏期间电力消费在高温天气等因素影响下增速有望较大回升 总体判断，下半年国内经济将继续保持平稳增长态势，全年GDP增长7.6%左右。除经济因素外，影响下半年用电增长的重要因素是气候因素。考虑到今年迎峰度夏期间出现持续高温天气的可能性较大，预计今年三季度用电量增速将比二季度有较大回升；由于上年四季度用电增速较高、基数较大，今年四季度用电量增速可能比三季度有较大回落。 预计下半年全国全社会用电量2.72-2.77万亿千瓦时、同比增长5.0%-7.0%，全年全社会用电量5.22 -5.27万亿千瓦时、同比增长5.0%-6.0%。 （二）可再生能源装机新增较多，电力供应能力充足 预计下半年全国新增发电装机5800万千瓦左右，全年新增发电装机容量9000万千瓦左右。其中，可再生能源装机新增4700万千瓦左右，火电新增4000万千瓦左右，核电新增221万千瓦。预计2013年底全国发电设备容量将达到12.3亿千瓦左右，有望成为世界上发电装机规模最大的国家，其中可再生能源3.6亿千瓦、火电8.6亿千瓦、核电1461万千瓦。 （三）下半年全国电力供需总体平衡 综合考虑可能出现的极端高温天气、长江中游及西南地区可能出现干旱、电煤供应、天然气价格上调以及风电太阳能发电大规模发展等因素对电力供需可能产生的影响，预计下半年全国电力供需总体平衡。其中，东北和西北区域电力供应能力富余较多；华中和南方区域电力供需总体平衡；受跨区跨省通道能力制约等影响，华北和华东区域部分省份在迎峰度夏高峰时段可能出现紧平衡。预计全年发电设备利用小时4500小时左右，其中火电设备利用小时4900小时左右。 三、有关建议 （一）加快西南水电基地外送通道建设，统筹考虑西南水电开发及市场消纳 要高度重视并化解云南、四川等西南水电基地因现有外送通道能力趋于饱和，而可能出现的大量弃水问题：一是按规划及时核准、开工西南水电基地的外送通道，加快溪洛渡-浙西以及云南金沙江中游送电广西等交直流特高压跨区通道建设，确保外送通道按期投产。二是国家有关部门统筹考虑西南水电等可再生能源的开发及市场消纳，防止水电大量弃水。三是对弃水严重的省份宜适当控制风电、太阳能等电源开发进度。 （二）统筹解决东北区域发电装机富裕以及热价偏低等问题 结合东北地区电力供应能力长期富余，发电利用小时低，企业经营困难加剧的实际情况，建议“十二五”期间严格控制区域内包括火电、风电在内的电源开工规模，以集中消化现有供应能力。 东北地区热价长期偏低，煤热价格倒挂现象较为普遍，随着重点合同煤取消、龙煤等区域市场电煤价格上调，供热企业亏损加大。建议政府有关部门对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价，并执行煤热价格联动机制；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以财政补贴，以缓解企业经营困难。 （三）加快理顺电价形成机制 要把加快推进电价机制改革作为深化电力体制改革的首要任务：一是加快形成独立的输配电价机制，稳妥推进大用户直供电试点，同时应防止高耗能高污染企业借机获得优惠电价。二是加快发电环节两部制电价改革。调整完善水电价格形成机制；研究云南、四川、湖南等水电大省的火电价格形成机制；加快形成天然气发电价格机制；科学测算脱硝等环保改造成本，并按成本补偿原则出台环保改造电价补贴政策；出台合理的热电联产机组供热价格。三是加快建立调峰调频等辅助服务电价机制，用经济手段调动发电机组调峰调频积极性，促进绿色能源消纳。 （四）继续推进煤炭市场化，强化市场配置资源的作用 国务院《关于深化电煤市场化改革的指导意见》（国办发[2012]57号）文件下发以来，总体运行良好。建议继续严格执行，有效整治部分省份自行实行的“煤电互保”政策，减少行政干预，同时继续实施充分利用“两种资源，两个市场”战略。 随着电煤价格平缓下滑，火电行业从过去严重亏损转变为当期盈利，与此同时，影响盈利的不利因素也客观存在：一是受全社会用电需求增长下行影响，火电设备利用小时下降，企业边际利润在下降；二是去年开始的全面脱硝等环保改造工作需要较大投资，而国家出台的补贴电价远不能抵消成本的增加；三是因往年煤电联动价格远没到位，火电企业历史欠账较多，五大发电集团负债率均在80%以上，远高于国资委预警线；四是各地煤价变化情况相异，甚至部分地区煤炭企业上调煤价（如龙煤集团要求煤价较去年底价格再上涨90元/吨，其他部分地区也有类似情况），火电企业实际享受到的到场煤价下降幅度差异较大。综合以上因素，建议国家近年内不宜下调电价，给火电企业一个休生养息的机会，以恢复火电行业的可持续发展能力。 (五)做好中央下放审批权后的后续工作 国务院相继下放了一批项目审批权，缩短了审批周期，提高了工作效率，但要及早做好后续工作:一是加快发布发展规划，强化规划执行刚性管理。国家有关部门应加快制定电力工业“十二五”规划，经国务院审批后公开发布。不在规划内的项目，无论是中央和地方政府都不得审批核准。二是加强电力整体规划与专项规划统筹。风电、太阳能、分布式能源以及天燃气发电规模一定要与国家财政补贴总额直接挂钩，相互平衡。三是推进深化改革。在统一规划基础上，取消项目审批，充分发挥市场机制作用，通过公开招标选择项目投资主体和确定发电上网容量电价。",
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"power_transmission.file_title": "中电联发布2013年一季度全国电力供需形势分析预测报告",
"power_transmission.file_content": " 一季度，国民经济运行总体平稳，全社会用电量同比增长4.3%，增速较上年同期及四季度均有所回落。第一产业用电同比下降0.3%，第二产业及城乡居民生活用电低速增长，增速分别为3.8%和3.1%，第三产业3月份用电量同比下降0.4%。电力供应能力稳步增加，发电装机容量同比增长9.0%；水电多发、水电设备利用小时同比提高83小时；电煤供应总体平稳、火电设备利用小时同比下降95小时。全国电力供需总体平衡。 后三季度，我国经济增长有望温和回升，用电需求增速也将有所回升，预计上半年全国全社会用电量同比增长5.5%-6.5%，全年全社会用电量同比增长6.5%-8.5%。预计年底全国发电装机12.3亿千瓦左右，全年发电设备利用小时4700-4800小时。全年全国电力供需总体平衡、部分地区供需宽松，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东和华北区域部分省份在迎峰度夏高峰时段可能出现电力供应偏紧。 一、一季度全国电力供需情况分析 （一）全社会用电量增速回落 根据我会全国电力工业统计月报，一季度，全社会用电量1.21万亿千瓦时，同比增长4.3%，增速较上年同期回落2.5个百分点；剔除上年闰年因素后，日均用电量同比增长5.4%，增速较上年四季度回落1.9个百分点。3月份，全社会用电量4241亿千瓦时，同比增长1.9%，增速比1-2月份回落3.5个百分点。 电力消费情况分产业看，第一产业用电同比下降0.3%；第二产业用电同比增长3.8%，其中制造业用电同比增长4.5%，但3月份制造业用电增速降至-4.7%；第三产业同比增长9.2%，延续了近两年来的较快增长势头，但3月份增速回落至-0.4%，第三产业中的各行业增速全面回落；城乡居民生活用电量仅同比增长3.1%，为近几年的较低增长水平。 电力消费情况分区域看，一季度，华北电网区域同比增长4.4%，其中3月份同比增长3.0%；东北电网区域同比增长4.5%，其中3月份同比增长3.1%；华东电网区域同比增长1.8%，其中3月份同比增长0.1%；华中电网区域同比增长2.0%，其中3月份同比下降2.2%；西北电网区域同比增长12.9%，其中3月份同比增长9.6%；南方电网区域同比增长5.5%，其中3月份同比增长3.2%。 （二）电力供应能力继续增强 一季度，根据国家统计局数据，全国规模以上电厂发电量1.18万亿千瓦时、同比增长2.9%，其中，水电发电量同比增长21.7％、火电发电量同比增长0.5%。 一季度，全国基建新增发电装机容量1448万千瓦，截至3月底全国6000千瓦及以上电厂装机容量11.23亿千瓦、同比增长9.0%；发电设备累计平均利用小时1075小时、同比降低67小时；电力工程完成投资1200亿元、同比增长3.8%。 一季度，水电新增装机容量292万千瓦，截至3月底全国6000千瓦及以上水电装机容量2.16亿千瓦；水电设备累计平均利用小时598小时、同比提高83小时；水电完成投资同比减少10.1%。 一季度，火电新增装机容量926万千瓦，截至3月底全国6000千瓦及以上火电装机容量8.25亿千瓦；火电设备累计平均利用小时1231小时、同比降低95小时；火电完成投资同比增长14.8%。 一季度，并网风电新增装机容量166万千瓦，截至3月底全国并网风电装机容量6413万千瓦；风电设备累计平均利用小时536小时、与上年同期基本持平；风电完成投资同比减少43.3%。 截至3月底核电装机容量1257万千瓦，一季度核电设备累计平均利用小时1823小时、同比降低159小时；核电完成投资同比减少29.1%。 一季度，全国跨区送电量452亿千瓦时、同比增长11.5%，跨省输出电量1651亿千瓦时、同比增长10.3%。其中，东北外送电量同比增长54.4%；华中外送电量同比增长62.0%；西北外送电量同比减少10.9%。南方电网区域西电东送电量223亿千瓦时，同比增长84.3%。三峡电站送出电量120亿千瓦时，同比减少2.8%。 （三）全国电力供需总体平衡 一季度，全国电力供需总体平衡，其中，华北、华中和南方区域电力供需总体平衡，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东区域江苏和浙江在1月上旬出现错峰限电。 二、后三季度全国电力供需形势预测 （一）国内经济增长有望温和回升，电力消费需求增速将有所回升 2013年是全面贯彻落实党的十八大精神的开局年，也是实施“十二五”规划承前启后的重要年份。中央经济工作会议明确了稳中求进的工作总基调，继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，积极稳妥的推进城镇化建设。总的来看，后三季度我国经济增长有望温和回升。 初步判断用电增速也将有所回升，预计今年上半年全国全社会用电量2.51-2.53万亿千瓦时、同比增长5.5%-6.5%；全年全社会用电量5.28 -5.38万亿千瓦时、同比增长6.5%-8.5%。 （二）电力供应能力继续增强，水电新增装机容量较多 预计上半年全国新增发电装机容量4100万千瓦左右，全年新增发电装机容量8700万千瓦左右。预计2013年底全国发电装机容量将达到12.3亿千瓦左右，发电装机规模有望跃居世界第一。 （三）影响电力供需的外部因素分析 气候变化频繁以及可能出现的极端气候将对电力供需产生较大影响。近几年气候变化频繁、气温波动加剧，气候对用电负荷的影响越来越明显。2013年迎峰度夏期间，如果出现持续高温高湿天气，将可能出现降温负荷集中释放的情况，因此需要重视迎峰度夏期间极端高温天气出现的可能性以及对电力保障能力和电力供需平衡的影响。 当前蓄水情况较好，能够保障汛前水电正常生产。目前，全国水电装机占全部发电装机的比重超过20%，来水情况对大部分地区尤其是水电比重偏大地区的电力供需形势影响很大。一季度，国家电网公司经营区域内重点水电厂总体来水较常年偏丰1成多；南方电网公司经营区域各大流域来水总体较常年偏枯3成，但好于上年同期。当前全国水电厂蓄水情况总体较好，有利于保障汛前水电正常生产，但汛期水电来水情况仍有不确定性。 电煤供应总体平稳，保障较好。预计国际煤炭市场需求仍将维持低速增长，国际煤价大幅上涨缺乏动力，为沿海地区进口电煤创造了条件，全年煤炭进口量将继续保持较大规模，同时，国内煤炭产能继续释放、产量充足。综合判断，后三季度国内电煤供应总体平稳，能够较好的保障火电企业生产，市场煤炭价格走势总体平稳。 天然气价格改革将推高天然气发电成本，影响到天然气发电机组的顶峰发电能力。目前我国天然气发电价格机制尚未形成，部分燃气机组靠地方的补贴难以维持运营，已存在亏损现象。天然气价格改革很可能逐步在全国大范围推广，将直接推高天然气发电成本，进一步加大天然气发电企业的经营风险，将影响到天然气发电机组的顶峰发电能力。 （四）后三季度全国电力供需总体平衡 预计后三季度全国电力供需总体平衡、部分地区供需宽松，东北和西北区域电力供应能力富余较多，受跨区通道能力制约、部分机组停机进行脱硝改造以及天然气价格上调影响燃机顶峰发电等因素影响，考虑高温、来水等不确定性，华东和华北区域部分省份在迎峰度夏高峰时段可能出现电力供应偏紧。 三、有关建议 为实现电力行业科学发展，满足经济社会发展对电力的需求，促进经济结构优化调整，提出以下建议： （一）完善机制，促进风电和太阳能发电科学有序发展，加强新能源发电消纳研究 当前我国风电等新能源在部分地区并网消纳困难，可再生能源电价补贴未能及时足额到位，建议：一是风电和太阳能发电发展应坚持大中小、集中与分散开发相结合原则，立足能源和电力行业整体发展规划来制定风电、太阳能发电发展规划，实现区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，做到国家与地方规划相统一。二是风电、太阳能发电等应科学有序发展，发展目标要与国家财政补贴总额、电价水平等直接挂钩，做到开发目标与财政补贴额度相平衡；进一步优化财政补贴发放流程，确保及时足额发放到位；不断加快技术创新，进一步降低造价，提高质量，逐步提高与传统能源发电的市场竞争力。三是统筹项目核准，提前核准开工配套电网工程和调峰调频电源，确保风电、太阳能发电等新能源项目及时送出、合理消纳。四是加快智能电网及特高压等跨区通道建设，加大储能技术研发和应用，提高电力系统对风电及太阳能发电等的消纳能力，解决当前大型风电基地较为严重的弃风问题。 （二）加快西南水电基地外送通道建设，统筹考虑西南水电开发及市场消纳 进入“十一五”以来，云南、四川等西南水电基地建设步伐不断加快，金沙江下游、中游多个大型水电项目将于近两年投产发电，但这些地区的现有外送通道能力已经接近饱和，面临大规模弃水风险。“西电东送”作为国家能源战略的重要内容，国家层面应尽快协调有关各省，确定金沙江中、下游各大型水电站的送电方向及消纳市场，防止扯皮及地方保护而影响“西电东送”，造成西南水电严重弃水。建议：一是按规划及时核准、开工西南水电基地的外送通道，加快溪洛渡-浙西以及云南金沙江中游送电广西等交直流特高压跨区通道建设，确保外送通道按期投产。二是国家有关部门统筹考虑西南水电等可再生能源的开发及市场消纳，防止水电大量弃水。对弃水严重地区适当控制风电、太阳能等电源开发进度，防止大规模弃风。 （三）加强电价监管力度，加快理顺电价形成机制 国务院机构改革，重新组建了国家能源局，有利于完善我国能源监督管理体制，新组建的国家能源局在电价、煤价、煤炭运输价格等方面应加强市场监管，政府部门积极推动完善能源价格形成机制，建议：一是加强电价监管，针对少数地方出台降低电价以拉动高耗能行业生产的现象，需高度重视并采取相关措施坚决有效制止，防止有损于国家节能减排和产业结构调整升级的优惠电现象蔓延扩散，同时，继续推进煤炭市场化，强化市场配置资源的作用，有效制止地方政府对电煤价格及电煤供应的干预。二是加快发电环节电价改革，调整完善水电价格形成机制；研究云南、四川、湖南等水电大省的火电价格形成机制；理顺调峰电源的电价形成机制，加快形成天然气发电价格机制；科学测算脱硝等环保改造成本，并按成本补偿原则出台环保改造电价补贴政策；出台合理的热电联产机组供热价格。三是尽快完善一次能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制，把加快推进电价机制改革作为深化电力体制改革的首要任务之一。 （四）积极推动电力行业节能减排工作，不断提高电能在终端能源的消费比重 为了加快解决我国严重灰霾天气的环境问题，建议：一是能源消费领域加快以电代煤、以电代油步伐，不断提升电力消费占一次能源比重和电能占终端能源消费比重，在工业和民用领域推广以电代煤，降低散烧煤应用范围，提高煤炭转化为电力的比重，加大热电联产的力度；在交通领域实施以电代油，大力推动城市电动汽车的研发和应用，以减少机动车污染排放。二是通过市场机制和经济手段促进节能减排，深化电力需求侧管理，推行合同能源管理，加快推进火电氮氧化物排污权交易、发电权交易等方式。三是通过特高压技术实现更大范围的资源优化配置和环境质量的结构性改善。四是电力企业提高环保设施运行维护管理水平，发挥好现有环保设施的污染物控制能力。",
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"power_transmission.file_title": "中电联发布2013年全国电力供需形势分析预测报告",
"power_transmission.file_content": "2012年，受世界经济持续低迷、国内经济增速放缓影响，全社会用电量同比增长5.5%，增速较上年回落6.5个百分点。第三产业和城乡居民生活用电量保持两位数增长，第一产业用电量与上年基本持平，第二产业尤其是高耗能行业用电量增速回落幅度较大，是全社会用电量增速回落的根本拉动因素。电力供应能力稳步增加，完成投资额有所下降；来水较好水电大发，水电设备利用小时同比提高536小时；电煤供应总体平稳，火电设备利用小时同比下降340小时；并网风电装机容量超过6000万千瓦，发电量超过1000亿千瓦时，风电设备利用小时同比增加18小时，但东北地区风电设备利用小时比上年有所下降；太阳能发电量增长四倍以上。火电机组供电标准煤耗以及烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放绩效值均比上年有所下降。全国电力供需总体平衡，东北和西北地区电力供应能力有一定富余，南方电网区域在前四月有少量错峰限电。 2013年，我国经济将继续趋稳回升，带动用电需求增速回升，预计国内生产总值增长7.5%-9.0%、推荐8.0%左右，相应地全社会用电量同比增长6.5%-8.5%、推荐7.5%左右。预计年底全国全口径发电装机容量12.3亿千瓦左右，全年发电设备利用小时4700-4800小时，其中火电5050-5150小时、较上年有所增加，全国电煤供应总体平稳，局部地区电煤运输偏紧。全年全国电力供需总体平衡，东北地区电力富余增加，西北地区仍有电力富余，华东及华北地区的部分省份在部分高峰时段可能有少量电力缺口。 一、2012年全国电力供需情况分析 （一）全社会用电量增速大幅回落，用电量步入个位数增长时期 根据中国电力企业联合会2012年全国电力工业年快报统计(下同)，2012年全国全社会用电量4.96万亿千瓦时，同比增长5.5%，增速比上年回落6.5个百分点，各季度增速分别为6.8%、4.3%、3.6%和7.3%，与同期GDP增速变化趋势相吻合。用电增速回落到个位数，既是受世界经济持续低迷、国家宏观调控共同作用带来的国内经济增长放缓所致，更是我国经济经历三十年高速增长、从工业化初、中期转入中后期发展阶段所必经的国内经济转型期在电力工业的具体体现。 图1 2011-2012年分月全社会用电量及其增速统计图 注：图中1-2月用电量显示的是1-2月合计用电量的平均值；1-2月增速显示的是1-2月合计用电量增速。 分产业看，2012年，第一产业用电量与上年持平。第二产业用电量同比增长3.9%，其中化工、建材、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高耗能行业合计用电量同比增长2.7%，增速比上年回落10.8个百分点，四大高耗能行业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率（即四大高耗能行业用电增长量占全社会用电增长量的比重）比上年降低了20.3个百分点，反映出四大高耗能行业用电增速大幅回落是第二产业及全社会用电量增速回落的根本原因；第四季度，由于市场预期转暖及补库存等因素，四大高耗能行业用电量增速回升至7.6%，对全社会用电量增长的贡献率回升到33.3%，明显高于前三季度的贡献率（7.1%），带动全社会用电量增速快速回升。第三产业及城乡居民生活用电量分别比上年增长11.5%、10.7%，对全社会用电量增长的贡献率分别高出上年10.3和12.9个百分点，延续了近年来对全社会用电量增长起到明显支撑作用的特征。 图2 2011、2012年电力消费结构图 图3 2009-2012年各产业及居民用电对全社会用电增长贡献率图 （二）电力供应能力继续增强，结构进一步优化 2012年,基建新增发电设备容量8020万千瓦，年底全国发电装机11.45亿千瓦，同比增长7.8%；完成投资7466亿元，同比下降1.9%；全口径发电量4.98万亿千瓦时、同比增长5.2%，发电设备平均利用小时4572小时、同比下降158小时。 图4 2011、2012年底发电设备容量结构图 全国水电年底装机2.49亿千瓦，同比增长6.8%；投资同比增长31.5%；发电量同比增长29.3％，水电设备平均利用小时比上年提高536小时。 并网风电年底装机6083万千瓦，跃居世界第一；发电量1004亿千瓦时，首次超过核电发电量；风电设备平均利用小时比上年提高18小时，风电利用率略有提高，其中分散开发的省份利用小时较高，供应能力富裕且集中开发的东北地区有所下降。 并网太阳能年底装机328万千瓦，同比增长47.8%；发电量35亿千瓦时，比上年增长4.1倍。 核电年底装机1257万千瓦，与上年持平；发电量982亿千瓦时，同比增长12.6%。 火电完成投资继续下降，年底装机8.19亿千瓦，同比增长6.6%，所占全国装机容量比重较上年回落0.7个百分点；电煤供应总体平稳，发电量同比增长0.3%，全国火电设备平均利用小时比上年降低340小时。 全国火电机组供电标准煤耗326克/千瓦时，同比下降3克/千瓦时；烟气脱硫机组占煤电机组的比例约为90%；烟气脱硝机组容量达到2.3亿千瓦，同比增长65%；烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放绩效值均比上年有所下降。 2012年，全国跨区送电量2018亿千瓦时、同比增长20.2%，跨省输出电量7222亿千瓦时、同比增长14.2%。其中，西北外送电量同比增长9.1%；华中外送同比增长38.0%，包括送华东增长48.2%、送西北增长146.5%、通过特高压送华北同比增长231.9%；南方电网区域西电东送电量1243亿千瓦时、同比增长28.3%，增速较上年提高41.5个百分点。 （三）全国电力供需总体平衡 2012年，全国电力供需总体平衡。华北、华东和华中区域电力供需平衡；东北和西北区域电力供应能力富余；南方区域前紧后松、总体平衡，在前四月出现少量错峰限电。 二、2013年全国电力供需形势预测 （一）国内经济企稳回升，用电增速有所回升 2013年是全面贯彻落实党的十八大精神的开局年，也是实施“十二五”规划承前启后的重要年份，在以往五年规划的第三年和地方政府换届年都会出现以基建投资拉动为主的投资高峰，同时，我国将继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，前期稳增长系列政策的效果也将进一步显现，国际经济形势也可能会有所好转，尽管目前国内外经济形势还存在较大的不确定性以及国家继续推动经济结构调整，但总体来看，我国经济企稳回升的势头有望进一步巩固。中央经济工作会议确定了国内生产总值增长7.5%左右的目标，结合历年来实际执行结果大多超过预期值的实际，综合各方预测结果，初步预测2013年GDP增长7.5%-9.0%、推荐8.0%左右，相应全国全社会用电量增长6.5%-8.5%，推荐5.33万亿千瓦时左右、增长7.5%左右。其中, 第一产业用电增长4.0%-6.0%，第二产业用电增长5.5%-7.5%，第三产业和城乡居民生活用电增长继续保持10.0%-12.0%。 （二）新增发电装机超过上年，火电新增装机继续减少 预计2013年全国新增装机8700万千瓦左右，其中火电4000万千瓦左右。预计2013年底全国发电装机12.3亿千瓦左右，发电装机规模有望跃居世界第一，其中水电2.8亿千瓦、火电8.6亿千瓦、核电1478万千瓦、并网风电7500万千瓦、并网太阳能600万千瓦左右(若国家政策及时出台并落实到位，有望超过1000万千瓦)。 （三）影响电力供需的外部因素分析 气候变化频繁以及可能出现的极端气候将对电力供需产生较大影响。近年来，冬季供暖和夏季降温负荷增长较快，在全社会用电负荷中的比重稳步提高，同时，近几年气候变化频繁、气温波动加剧，气候对用电负荷的影响越来越明显。2013年如果出现持续高温高湿度天气，将可能出现降温负荷集中释放的情况，因此需要重视迎峰度夏期间极端高温天气出现的可能性以及对电力保障能力和电力供需平衡的影响。 上年蓄水情况能够保证汛前水电生产，但全年来水情况存在不确定性。来水情况对大部分地区尤其是水电比重偏大地区(如华中和南方电网地区)的电力供需影响很大。2012年底，国家电网公司经营区域重点水电厂蓄能值同比增加27亿千瓦时，南方电网公司经营区域三大流域蓄能值同比增加155亿千瓦时，水电厂蓄水情况较好将有利于保证汛前水电生产，但汛期及汛后水电来水情况仍有较大的不确定性。 电煤供应总体平稳，局部地区电煤运输偏紧。预计2013年煤炭进口量继续保持较大规模，国内电煤供应及市场煤炭价格总体平稳，考虑到重点合同电煤价格并轨影响及铁路运输价格上涨，以及受极端天气、来水及运输条件等多重因素影响，局部地区、部分时段存在煤炭市场短缺、煤炭价格上涨的可能，全年到厂电煤价格较上年很可能在波动中略有上升。考虑到山西、内蒙古、新疆等主要煤炭基地的跨区外运通道能力并未明显提高，煤炭运输瓶颈问题没有得到根本解决，在需求回升的环境下，在用煤高峰时段，部分地区尤其是煤炭主要外送基地仍可能存在运输能力偏紧的情况。 天然气供应总体偏紧，部分地区较为严重。当前我国天然气市场供需两旺，天然气供应总体偏紧，去冬今春迎峰度冬期间，各地天然气需求量迅速上升，部分地区尤其是华东、南方等区域受天然气气源、管网、储气库等因素影响，在用气高峰时段天然气供应紧张，影响部分天然气发电机组顶峰发电，今年初浙江等地已出现此种情况。2013年天然气价格改革可能逐步在全国大范围推广，将推高天然气发电成本，而当前我国天然气发电价格机制尚未形成，给燃气发电企业的经营状况带来风险，也将影响到天然气发电机组的顶峰发电能力。 （四）2013年全国电力供需总体平衡 根据预测和初步平衡，2013年全国电力供需总体平衡,东北地区供应富余能力增加；西北地区供应能力有一定富余；南方区域电力供需平衡有余；华中区域电力供需总体平衡；受跨区通道能力制约、部分机组停机进行脱硝改造以及天然气供应紧张等因素影响，考虑高温、来水等不确定性，华东和华北地区的部分省份在部分高峰时段可能有少量电力缺口。预计全年发电设备利用小时4700-4800小时，其中火电设备利用小时5050-5150小时，均比2012年有所提高。 三、有关建议 （一）加大水电开工规模，继续优化电源布局和结构 为实现国务院提出的2020年非化石能源占一次能源消费比重15%左右和“十二五”规划纲要提出的2015年11.4% 的约束性指标目标，较为经济和安全的实现途径是在确保移民和生态环境条件下，优先开发水电。为此建议：一是按规划及时核准、新开工西南水电基地等一批水电项目，加强移民协调力度，确保已核准水电项目的建设进度，确保按期投产；二是针对东北区域发电装机长期富余较多、利用小时低的实际情况，“十二五”期间严格控制区域内包括火电、风电在内的电源开工规模，以消化现有供应能力，提高存量资产效益；三是尽快完善并落实促进风电、太阳能发电、分布式能源系统发展的相关政策措施，实现有序发展；四是加强调峰调频电源建设，以提高电力系统消纳风电、光伏发电的能力；五是优化发展煤电，积极发展清洁煤发电，鼓励发展热电联产。 （二）立足国情，完善机制，促进风电、太阳能发电和分布式能源科学有序发展 推进生态文明建设，建设美丽中国，客观要求立足社会主义初级阶段基本国情，结合生态文明建设进程要求和自主技术创新，加快水电、风电、太阳能发电以及分布式能源发展。需要切实贯彻落实《可再生能源法》，落实国务院能源主管部门职责，为此建议：一是统筹兼顾我国经济社会对国家财政补贴能力、电价承受能力、电力系统消纳能力以及一次能源资源条件，优化可再生能源发电和分布式能源结构，科学制定全国风电、太阳能发电和分布式能源发展中长期总量目标，减缓电价较快增加压力，促进国内经济提升国际竞争力。风电、太阳能发电和分布式能源发展目标要与分年度的国家财政补贴总额、电价水平、税收政策等直接挂钩；二是要加大国家财政补贴额度，做到开发目标与财政补贴额度相平衡，进一步优化发放流程，确保及时足额发放财政补贴；三是坚持集中与分散相结合原则，立足能源和电力行业整体发展规划来制定风电、太阳能发电和分布式能源发展规划，实现区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，做到国家与地方规划相统一；四是要统筹项目核准，提前核准开工配套电网工程和调峰电源，确保风电、太阳能发电和分布式能源项目及时送出、合理消纳。没有落实好财政补贴、税收政策和电价的电源项目，政府不得核准开工；五是坚持用技术标准引导和规范，抓紧制定和完善科学的技术标准体系和相关管理办法。电网企业应根据国家风电、太阳能发电和分布式能源发展规划，及时开工建设国家核准的电网项目，确保电源项目及时并网；按照国家及地方政府发电计划和电力调度、交易规则，在确保电力系统安全的前提下，优先调度和合理消纳电力电量。发电企业应严格执行国家技术标准，配合电网企业保障电网安全；六是不断加快技术创新，进一步降低造价，提高质量，逐步提高与传统能源发电的竞争力。 （三）加快特高压及智能电网建设，提高跨区跨省电力交换能力，加大城乡电网改造力度 针对我国能源资源与需求逆向分布特点，以及提高消纳风电、太阳能发电及分布式能源能力的客观要求，为此建议：一是尽快核准建设一批重点项目，加快哈密南-郑州、溪洛渡-浙西以及云南金沙江中游送电广西等交直流特高压跨区通道建设，推进蒙西-长沙、蒙西-湖北、锡盟-泰州、宁东-浙江等特高压跨区通道前期工作，提高西南水电基地及“三北”地区煤电、新能源基地的外送通道能力；二是加快智能电网建设，提高电力系统对风电及太阳能发电等的消纳能力，满足用户多样化的电力需求；三是加大城乡电网改造力度，促进城镇化建设，提高配电网对分布式能源的消纳能力。 （四）做好电煤价格并轨后续工作，加快电价机制改革 2012年底国家出台了《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，自2013年起取消重点电煤合同，并提出完善煤电价格联动机制。电煤价格并轨后，应做好相关后续工作：一是国家相关部门应加快制定并落实煤电联动实施细则，出台相关煤炭价格指数、电煤中长期合同监管规范等；二是利用好国际市场煤炭相对宽松的环境，进一步扩大煤炭进口，满足东部沿海地区煤炭需求，平抑国内电煤市场价格；三是要确保并轨后电力安全稳定运行，着重解决好局部地区性问题，如黑龙江、安徽、重庆、山东等部分重点合同煤与市场煤差价较大的地方以及“三北地区”供热机组重点合同电煤比重较高的地方，国家要适当考虑电煤价格并轨后企业增大的经营压力；四是解决发电企业历史欠账问题。 同时，应尽快完善一次能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制，把加快推进电价机制改革作为深化电力体制改革的首要任务之一。建议：一是加快发电环节电价改革。尽快理顺煤电关系，研究云南、四川、湖南等水电大省的火电价格形成机制，以保障火电企业投资和生产的积极性。尽快调整完善水电价格形成机制。理顺调峰电源的电价形成机制，加快形成天然气发电价格机制；二是加快制定出台独立的输配电价；三是加强电价监管，防止部分地区借电力供需形势缓和之机，出台降低电价政策，拉动高耗能行业的生产。 （五）积极推动电力行业节能减排工作，不断提高电能在终端能源的消费比重 电力工业作为能源转换行业，在实现将低品位的热能转换为高品位的电能，促进煤炭的清洁、高效、方便利用，从宏观上改善大气环境质量方面，具有不可替代的关键性和基础性作用。为了加快解决我国严重灰霾天气的环境问题，为此建议：一是加快以电代煤的步伐，降低散烧煤应用范围，提高煤炭转化为电力的比重，加大热电联产的力度，不断提升电力消费占一次能源比重和电能占终端能源消费比重，以提高能源利用效率和降低全社会的污染物排放水平；二是通过市场机制和经济手段促进节能减排，深化电力需求侧管理，推行合同能源管理，加快推进火电氮氧化物排污权交易、发电权交易等方式；三是电力行业继续按照节能减排规划、排放标准等要求，高质量完成好脱硝改造计划，提高现有除尘、脱硫、脱硝设施运行的稳定性和可靠性，提高设施运行维护管理水平，发挥好现有环保设施的污染物控制能力。",
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"power_transmission.file_content": "前三季度，全国电力供需总体平衡，局部地区电力供应能力有一定富余，南方电网在前四月供应紧张。受经济增长放缓等因素影响，全社会用电量增速持续低位下行，第二产业特别是工业、制造业用电量增速明显下滑，第三产业和城乡居民生活用电量较快增长。第二季度以来水电发电量持续较快增长，火电发电量增速及火电设备利用小时下降幅度逐月扩大，电煤供应总体平衡。电网投资有所增长，电源投资同比下降。 第四季度，预计我国宏观经济增长将趋稳回升，带动用电需求增速小幅回升。预计第四季度全国全社会用电量为1.23-1.25万亿千瓦时、同比增长4%-6%；全年全国全社会用电量4.94万亿千瓦时左右、同比增长5.0%左右。总体判断，第四季度全国电力供需总体平衡。 一、前三季度全国电力供需状况 今年以来，受电力需求增长放缓、来水较好水电大发、电煤供应较好等因素影响，全国电力供需总体平衡，东北和西北区域电力供应能力有一定富余，南方电网在前四月出现错峰限电。前三季度全国电力供需主要特点是： （一）全社会用电量增速持续低位下行，但各季度增速环比降幅逐步收窄 前三季度，全国全社会用电量3.69万亿千瓦时，同比增长4.8%，增速同比回落7.1个百分点。分季度看，第一、二、三季度，全社会用电量同比分别增长6.8%、4.3%和3.6%，与GDP增速逐季回落、但增速环比回落幅度逐季收窄的变化趋势一致。 图1 2012年前三季度电力消费结构图 前三季度，第一产业用电量同比下降0.3%。第二产业及其所属工业、制造业用电量同比分别增长2.9%、2.9%和2.3%，增速同比分别回落9.2、9.1和10.1个百分点；第二产业第一、二、三季度用电量同比分别增长4.5%、2.9%和1.6%，增速逐季回落；第二产业前三季度所占全社会用电量的比重同比降低1.4个百分点，对全社会用电量增长的贡献率大幅低于上年同期30.2个百分点，拉动全社会用电量增长的作用明显减弱；制造业中的化学原料及制品业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业四大重点行业合计用电量同比增长1.0%，占全社会用电量的比重同比降低1.2个百分点，对全社会用电量增长的贡献率大幅低于上年同期26.8个百分点，是工业乃至全社会用电量增速回落的重要原因。第三产业及城乡居民生活用电量同比分别增长11.3%和11.6%，对全社会用电量增长的贡献率分别高出上年同期13.1和18.2个百分点，对全社会用电量增长起到较大的拉动作用；所占全社会用电量比重分别同比提高0.7和0.8个百分点。 图2 2012年四大行业合计及分行业用电量增速分季度情况图 前三季度，东、中、西和东北区域用电量同比分别增长3.9%、5.0%、7.6%和1.2%，增速同比分别回落6.1、6.7、9.6和8.1个百分点。分季度看，西部区域各季度用电量保持平稳增长；东部和东北区域用电量增速逐季回落，其中东北区域第三季度已经负增长；中部区域第三季度增速略有回升，但仍明显偏低于第一季度增速。 （二）发电装机容量继续增加，火电发电量增速及火电设备利用小时下降幅度逐步扩大 截至9月底，全国6000千瓦及以上发电装机容量10.63亿千瓦，其中，水电2.05亿千瓦、火电7.87亿千瓦、核电1257万千瓦、并网风电5521万千瓦。前三季度，全国新增发电生产能力4138万千瓦，同比减少824万千瓦，主要是火电同比减少713万千瓦。 根据国家统计局数据，前三季度，全国规模以上电厂发电量同比增长3.6%；其中，水电发电量同比增长24.3％，第一、二、三季度增速分别为-1.2%、18.1%、43.8%，逐季明显上升；受电力消费需求持续回落及水电大发共同影响，火电发电量同比下降0.2%，增速同比降低14.6个百分点，第一、二、三季度增速分别为7.0%、-1.7%、-5.3%，逐季回落。 前三季度，全国发电设备累计平均利用小时3439小时，同比降低151小时。其中，水电设备平均利用小时2788小时，同比增加416小时；水电生产大省福建、江西、贵州、湖南和甘肃的水电设备利用小时同比分别提高1575、1386、827、806和737小时。火电设备平均利用小时3707小时，同比降低269小时，其中一季度和上半年的火电设备平均利用小时同比分别提高4小时和下降113小时，降幅逐步扩大；重庆、云南、福建、湖南、湖北和广西火电设备平均利用小时同比分别下降1092、949、896、878、660和633小时，消费需求持续放缓、水电大发是这些省份火电设备利用小时大幅下降的主要原因。 （三）跨省跨区送电较快增长，华中、三峡外送电量及南方电网西电东送电量第三季度明显增加 前三季度，全国跨省输出电量同比增长14.1%，跨区送电量同比增长21.1%。其中，华中区域外送电量同比增长32.8%，第三季度外送西北和华北区域电量明显增加。三峡累计送出电量同比增长29.6%，其中第三季度同比增长52.5%。南方电网西电东送电量同比增长15.2%，其中7、8、9月份同比分别增长36.5%、67.6%和80.2%。 （四）电煤供应总体平稳，下水市场煤价下降较多，发电企业累计到厂煤价降幅较小 今年以来重点电厂电煤库存总体维持较高水平，截至9月底，全国重点电厂的电煤库存为9032万吨，可用29天。今年以来煤炭价格总体处于下行态势，沿海下水市场煤价下降较多，但由于煤电企业重点合同煤炭价格的上升幅度很多都超过了国家监管规定的5%，加上坑口煤和内陆煤价格降幅相对较小，五大发电集团实际到场标煤价格同比下降幅度相对较小，前三季度五大发电集团累计到厂标煤单价同比仅降低21元/吨。 今年以来发电企业经营情况总体有所改善，尤其是近月来五大发电集团火电业务当月已转为略有盈利，加上水电大发，集团整体盈利状况好于上年。受煤电联动政策不到位、历史欠账较大造成企业高负债导致企业财务费用明显上升，加上今年火电设备利用小时明显下降，前三季度五大发电集团火电业务仍然累计亏损，亏损面接近50%。 （五）电源完成投资同比下降，电网完成投资有所增长 前三季度，全国电力工程完成投资4634亿元，与上年持平；其中，电源完成投资同比下降3.7%，电网完成投资同比增长4.4%。电源投资中，水电投资同比增长29.2%，风电、火电投资同比分别下降28.0%和15.0%，火电完成投资占电源投资的比重为27.0%，同比降低3.6个百分点；核电完成投资同比下降2.3%。 二、第四季度全国电力供需形势预测 我国当前经济增长逐渐趋稳，第四季度GDP增速将有所回升。与经济增长趋稳回升相对应，第四季度电力需求增速将比第三季度小幅回升。初步预计，第四季度全国全社会用电量为1.23-1.25万亿千瓦时、同比增长4%-6%；全年全国全社会用电量4.94万亿千瓦时左右、同比增长5.0%左右。预计年底全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。 当前，全国重点火电厂电煤库存较高，绝大部分重点水电厂蓄水情况较好，根据上述预测和初步的综合平衡分析，预计第四季度全国电力供需总体平衡；东北、西北区域电力供应能力有一定富余，“三北”地区冬季供热期间电力系统消纳风电困难；受天然气供应紧张等因素影响，华东区域个别地区在高峰时段可能存在电力供需偏紧。预计全年发电设备利用小时在4450-4550小时，火电设备利用小时在4900-5000小时，均比2011年有所降低。 三、有关建议 （一）做好迎峰度冬工作预案，确保电力系统安全稳定运行 一是关注华东等地区冬季天然气供需状况，做好燃气调峰机组在用电用气高峰时段的供气保障工作，满足电网调峰需求。二是高度重视“三北”地区在供热期间，因保供热带来电力系统调峰能力严重下降而可能造成风电消纳更为困难的问题；三是关注火电厂为降低生产成本掺烧劣质煤，大批火电机组进行脱硫、脱硝、除尘技术改造对机组出力及安全稳定运行所带来的问题。 （二）电煤价格并轨要以深化电价改革和保障铁路运力为先导 电煤价格并轨是深化电力市场化改革的重要内容。应首先建立完善市场化机制，在此基础上推进电煤价格并轨：一是完善煤电联动政策，清晰明确煤电联动的触发启动点，加快形成客观反映国内实际到厂煤炭价格指数，取消燃煤电厂自行消化30%的煤价上涨因素政策，在电煤价格涨幅超过一定幅度的情况下同步实行上网电价和销售电价联动；二是所有电煤重点合同转为中长期合同，大部分市场煤合同转为中长期合同，其电煤运输全部列入国家重点运输计划且将运力主要配置给发电集团，铁路部门优先调度安排电煤运输。 在建立市场化机制的基础上，推进电煤价格并轨还要解决如下几个具体问题：一是妥善解决好并轨过程中发电企业增加发电成本的补偿问题。二是通过财政注入资本金解决发电企业的历史欠账问题，降低企业资产负债率，提高企业可持续发展能力。三是加快推进流通领域体制改革，减少中间环节，取缔不合理的中间环节收费。四是解决好局部地区性问题。如，“三北地区”供热机组重点合同电煤比重较高，且煤热价格目前已倒挂，电煤价格并轨后将进一步增加企业的经营压力。 （三）加快核准开工建设一批重点电力项目 一是继续实施西电东送战略，加快推进特高压等跨区通道建设，尽快核准启动一批重点项目，将“三北”地区的风电及富裕电力输送到东中部地区；二是加强调峰调频电源建设，以提高电力系统消纳风电能力，同时，加快建设一批燃气电站并且理顺调峰电源的电价形成机制；三是研究出台促进分布式风电、太阳能发电发展的相关政策措施；四是加快核准和新开工西南水电基地等的一批水电项目，加大移民工作的机制研究，加强移民工作的协调力度，确保已核准水电项目的建设进度，确保按期投产；五是加大对智能电网以及城乡电网改造等方面的投资力度；六是在确保安全的前提下积极推进已核准的核电站项目，保持合理的电源在建规模，保障电力供需的中长期平衡。 （四）加强电价监管，完善脱硫、脱硝电价配套政策，促进节能减排 一是加强电价监管，防止部分地区借电力供需形势缓和之机，出台降低电价政策，拉动高耗能行业的生产。二是尽快完善和落实脱硫电价，提高并出台全国性脱硝电价政策，给予脱硫、脱硝改造工程专项资金支持。三是建议国家将企业缴纳的排污费，全部补助所缴企业，用于脱硫、脱硝、除尘工程改造。",
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"power_transmission.file_title": "中电联发布2012年上半年全国电力供需形势及全年分析预测报告",
"power_transmission.file_content": " 上半年，全国电力供需总体平衡。受经济增长放缓等因素影响，全社会用电量同比增长5.5%，增速回落幅度较大，工业和高耗能行业用电量增速大幅下滑，第三产业和城乡居民生活用电量较快增长。受电力消费需求放缓以及水电发电量增速逐月提高的影响，4月份以来火电发电量持续负增长，火电设备利用小时下降幅度逐步加大。电力完成投资低速增长，电源投资同比下降，火电投资持续萎缩。电煤供应总体平衡，火电企业经营仍然困难。 预计下半年全国全社会用电量同比增长6%-8%，全年同比增长6%-7%。总体判断，迎峰度夏期间全国电力供需总体平衡,电量略有富裕，部分地区省份在用电高峰时段仍然存在一定电力缺口，但保障电力供需平衡的压力比上年大为减轻。全年全国发电设备利用小时及火电设备利用小时比上年有所降低。 一、上半年全国电力供需状况分析 上半年，受用电需求增长放缓、来水较好水电大发、电煤保障较好等因素影响，全国电力供需总体平衡，电量略有富裕，供需形势比上年同期明显好转，东北、西北区域电力供应富余能力均超过1000万千瓦，南方电网区域在一季度存在一定缺口，最大错峰负荷653万千瓦。主要特点是： （一）全社会用电量低速增长，增速回落幅度较大 上半年，全国全社会用电量2.38万亿千瓦时，同比增长5.5%，增速比上年同期回落6.7个百分点。分季度来看，第一、二季度全社会用电量同比分别增长6.8%和4.3%，主要受经济增长明显回落及气候影响，二季度用电量增速回落明显。分月来看，3月份用电量4160亿千瓦时，同比增长7.0%，为上半年各月份中用电量规模最大、增速最高的一个月（1、2月份增速按1-2月累计增速考虑）；4月份增速降至3.7%，为2009年6月份以来用电量月度最低增速；5月份增速有所回升，但6月份又降至4.3%，比5月份回落1.0个百分点。 上半年，第一产业用电量同比下降2.0%。第二产业及其所属工业、制造业用电量同比分别增长3.7%、3.7%和2.5%，增速均比上年同期明显回落，其中4月份增速均为2009年7月份以来的最低增速；第二产业一、二季度用电量同比分别增长4.5%和2.9%，上半年占全社会用电量的比重比上年同期降低1.3个百分点；制造业中的化学原料及制品业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业四大重点行业合计用电量同比增长1.6%，占全社会用电量的比重比上年同期降低1.2个百分点，对全社会用电量增长的贡献率比上年同期大幅降低21.2个百分点，是工业乃至全社会用电量增速明显回落的一个重要原因。第三产业及城乡居民生活用电量同比分别增长12.1%和12.7%，对全社会用电量增长的贡献率分别为22.3%和27.4%，分别高出上年同期10.4和15.2个百分点，对全社会用电量增长起到较大的拉动作用。 上半年，东、中、西、东北区域用电量增速分别为4.8%、6.0%、7.5%和2.5%，增速分别比上年同期回落6.3、5.8、8.3和6.4个百分点；二季度，其对应的用电量增速分别为3.7%、2.6%、7.6%和1.6%，分别比一季度增速回落2.2、回落6.8、回升0.1、回落1.6个百分点。 （二）电力供应能力继续增长，火电新增装机容量减幅较大 截至6月底，全国6000千瓦及以上发电装机容量为10.47亿千瓦，比上年同期增长8.7%，其中水、火电增速相对偏低。上半年，全国新增发电生产能力2585万千瓦，比上年同期减少892万千瓦，主要是火电比上年同期减少744万千瓦。 根据国家统计局数据，上半年，全国规模以上电厂发电量同比增长3.7%；其中，水电发电量同比增长9.9％，主要因大部分省份二季度来水情况较好，水电发电量增长较快；火电发电量同比增长2.6%，特别是受电力消费需求回落及二季度水电发电量较快增长的共同影响，火电发电量增速自4月份以来逐步回落。 上半年，全国发电设备累计平均利用小时2234小时，比上年同期降低95小时。其中，水电设备利用小时1455小时，比上年同期增加47小时；火电设备利用小时为2489小时，比上年同期降低113小时，为“十一五”以来除2009年以外的各年同期最低水平。 （三）跨区跨省送电较快增长，华中和三峡上半年累计外送电量实现正增长 上半年，全国完成跨省输出电量同比增长8.0%，完成跨区送电量同比增长18.7%。其中，西北外送电量同比增长27.9%；华北外送电量同比增长69.8%，其中华北通过特高压送华中同比增长105.3%；华中外送电量由一季度的同比下降0.3%转为上半年同比增长15.0%。南方电网区域受枯水期来水偏枯影响，送出电量同比下降14.1%，仍然延续负增长，但5、6月份来水情况已有所好转，当月西电东送电量已分别增长2.8%和25.6%。三峡累计送出电量由一季度的同比下降6.4%转为上半年同比增长9.3%。 （四）电煤供应总体平稳，下水市场煤价下降较多，但发电企业累计到厂煤价同比仍有上升 截至6月底，全国重点电厂的电煤库存为9125万吨，可用27天。虽然今年以来，尤其是6月份以来沿海下水市场煤价下降较多，但煤电企业重点合同煤炭价格的上升幅度很多都超过了国家监管规定的5%，加上坑口煤和内陆煤价降幅相对较小，五大发电集团实际到场标煤价同比下降幅度较小，上半年五大发电集团累计平均到场标煤单价仍比上年同期有所增加。 （五）电力投资低速增长，风电、火电和核电完成投资比上年同期减少 上半年，全国完成电力投资同比增长2.3%，其中，电网投资同比增长8.0%，电源投资同比下降2.6%。电源投资中，风电、火电投资同比分别下降37.3%和16.8%，火电投资占电源投资的比重比上年同期降低4.7个百分点；核电完成投资受2011年以来没有新开工项目的影响，同比下降5.1%，结束了前几年完成投资较快增长的态势。 二、下半年全国电力供需形势预测 面对经济下行压力较大影响，我国下半年在继续按照“稳中求进”的工作总基调基础上，将把稳增长放在更加重要的位置。总体判断，下半年经济增速企稳回升的可能性较大。与此对应，下半年电力消费需求也将止跌回升，但增速比2011年有所回落，预计下半年全国全社会用电量为2.60-2.65万亿千瓦时，同比增长6%-8%；预计全年全国全社会用电量为4.98 -5.03万亿千瓦时，同比增长6%-7%。本次用电增速预测值明显低于年初预期，主要是上半年经济增长回落幅度和下行压力远超过年初预期，同时带来用电弹性系数远低于年初预期。供应方面，预计新增装机8600万千瓦左右，其中，水电新增2000万千瓦左右，火电新增缩小到5000万千瓦左右，年底全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。 当前，大部分地区来水情况较好，重点电厂的电煤库存较高，各级政府部门及电力企业对迎峰度夏的准备工作较为充分，当前全国未出现电力缺口，电力工业运行平稳。预计迎峰度夏期间，全国电力供需总体平衡，华北、华东、南方地区在用电高峰时段仍然存在一定电力缺口，但保障电力供需平衡的压力比上年大为减轻。预计全年发电设备利用小时在4550-4650小时，火电设备利用小时在5100-5200小时，均比2011年有所降低。 三、有关建议 （一）谨防部分地方自行出台电价降价政策，研究水电大省的火电价格形成机制 一是加强电价监管，防止部分地区借电力供需形势缓和之机，出台降低电价政策，拉动高耗能行业的生产。二是由于四川、湖南、云南等水电生产大省的火电机组在汛期除个别机组为水电机组调峰外相当一部分机组必须停机，严重影响火电企业的经济效益，应尽快研究这些水电大省的火电价格形成机制，以保障火电企业投资和生产的积极性。 （二）加快核准开工建设一批电力项目，加大移民工作的机制研究及协调力度 一是加快核准和新开工西南水电基地等的一批水电项目，加大移民工作的机制研究和协调力度，保障已核准水电项目的建设进度，确保按期投产；二是加快调峰调频电源建设，尽快理顺调峰电源的电价形成机制，解决部分省份顶峰电力短缺以及新能源调峰的问题；三是在确保安全的前提下积极推进已核准的核电站项目，保持合理的电源在建规模，保障电力供需的中长期平衡；四是加快推进跨区通道建设，尽快核准启动一批重点项目，将“三北”地区的富裕电力输送到东中部地区，继续实施西电东送战略，缓解铁路、公路煤炭运力不足的矛盾；五是加大对智能电网以及城乡电网改造等方面的投资力度；六是研究出台促进分布式风电、太阳能发电发展的相关政策措施。 （三）加强设备维护和安全管理，确保电力系统安全稳定运行 迎峰度夏期间，各地最高发电负荷不断攀升，跨区电量互济规模加大，电力系统安全运行面临严峻考验。一是政府相关部门要高度关注和解决好火电厂为降低生产成本掺烧劣质煤，大批火电机组进行脱硫、脱硝、除尘技术改造对机组出力及安全稳定运行所带来的问题，以及火电企业长期亏损、投入不够给机组长期安全稳定运行带来的隐患。二是高度重视应急工作，密切关注高温、强降雨、台风等极端异常天气，强化预报预警，细化应急预案，提高应急处置能力，防止突发事件发生，保证电力系统安全稳定运行。 （四）加快研究解决“市场煤计划电”和电煤运输难题，为实现电煤价格并轨创造条件 如果不是从“市场煤计划电”和电煤运矛盾的体制、机制性问题入手统筹提出解决办法的情况下，仅实行电煤价格并轨可能导致电煤供求更加混乱，对电力运行特别是对中长期电力供需平衡带来较大冲击。为此，一是加快形成客观反映国内实际的到厂煤炭价格指数，完善和及时实施百分之百的煤炭价格、发电上网电价和销售电价同时联动的煤电联动政策；二是适当上调部分煤电联动差价来弥补历史欠账，让火电企业能够有一个休养喘息调整的时间；三是在没有解除铁路运输制约前，所有电煤重点合同转为中长期合同，大部分市场煤合同转为中长期合同，其电煤运输全部列入国家重点运输计划且将运力主要配置给发电集团，铁路部门优先调度安排电煤运输。四是加快推进流通领域体制改革，减少中间环节，取缔不合理的中间环节收费，由中央政府统一规范省级政府随煤炭征收基金的标准，取消产煤省份的涉煤基金、煤炭出省费等不合理收费。五是优先把大部分新增煤炭资源配置给大型发电集团，并支持发电企业与煤炭企业兼并、联营。六是国家对电煤实行集中统一规范管理，加强对电煤价格监管，强化电煤合同执行的全过程监管。七是鼓励煤炭进口，降低进口煤炭增值税率。目前，国家有关部门应加强对当前重点合同煤执行情况的监督检查，重点查处煤炭价格违规、捆绑签订合同、高价搭售市场煤等违规行为。 （五）建立健全节能减排相关政策 脱硝、脱硫、除尘等一系列设备改造及维护费用导致企业成本增加，短期内无法弥补。如目前发电企业同步建设脱硝设施的单位总成本约为1.2分/千瓦时，技改加装脱硝设施的单位总成本约为1.5分/千瓦时，而目前的脱硝试点电价仅为0.8分/千瓦时，难以弥补脱硝运营成本和投资。建议国家加大对电力环保改造政策支持力度，尽快完善脱硫、脱硝电价配套政策措施，促进电力行业节能减排政策落实。",
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"power_transmission.file_title": "中电联发布2012年一季度全国电力供需形势分析预测报告",
"power_transmission.file_content": " 一季度，国民经济运行总体平稳，全社会用电量同比增长6.8%，下降幅度较大，但3月份增速略有回升，其中制造业回升明显。第三产业和城乡居民生活用电量增长较快，拉动全社会用电增长较为明显。电力供应能力和完成投资稳步增长，但火电新增装机容量和完成投资继续明显减少，水电发电量负增长；火电企业到场煤价同比上涨、贷款利率维持高位对企业效益影响突出，火电企业经营仍然困难；跨区跨省送电稳步增长，全国电力供需总体平衡，南方电网区域出现错峰限电。 后三季度，全国电力供需仍然总体偏紧，二季度最大电力缺口可能在1000-2000万千瓦，迎峰度夏期间最大电力缺口可能在3000万千瓦左右，如遇大范围持续炎热天气等不确定因素叠加，最大缺口可能扩大到4000万千瓦。 一、一季度全国电力供需状况分析 一季度，受需求增长放缓、电煤保障较好等因素影响，全国电力供需总体平衡，东北、西北区域电力供应富余能力均超过1000万千瓦，南方电网区域出现错峰限电，全国最大电力缺口600万千瓦左右。主要特点是： （一）全社会用电量增速回落幅度较大，3月份增速略有回升 一季度，全国全社会用电量11655亿千瓦时，同比增长6.8%，增速比上年同期降低5.9个百分点，比上年第四季度降低4.3个百分点。3月份，全社会用电量同比增长7.0%，比1-2月份增速回升0.3个百分点，若剔除闰年因素则回升2.1个百分点。 一季度，第一产业用电量同比下降3.0%。第二产业及其工业、制造业用电量同比分别增长4.5%、4.5%和2.1%，其中3月份制造业用电量同比增长 7.6%，增速比1-2月份回升8.1个百分点。在制造业中，包括通用及专用设备制造业、交通运输及电气电子设备制造业、纺织业等在内的大部分行业用电量增速均比1-2月份有所回升。第三产业及城乡居民生活用电量同比分别增长13.0%和15.5%，对全社会用电量增长的贡献率分别为21.6%和30.4%，分别高出上年同期8.1和15.8个百分点，拉动全社会用电量增长较为明显。 一季度，东、中、西、东北部用电量同比分别增长5.9%、9.4%、7.5%和3.3%，其中3月份同比分别增长6.9%、7.1%、8.3%和3.4%，分别比1-2月份增速回升1.5、回落3.5、回升1.3和回升0.2个百分点，若剔除闰年因素则分别回升3.3、回落1.7、回升3.0和1.9个百分点。 （二）电力供应能力稳步增长，火电新增装机容量减少 一季度，全国新增发电生产能力924万千瓦，比上年同期减少456万千瓦，主要是火电比上年同期减少352万千瓦。截至3月底，全国6000千瓦及以上发电装机容量为10.30亿千瓦，比上年同期增长9.0%，其中水、火电增速相对偏低。 根据国家统计局数据，一季度，全国规模以上电厂发电量同比增长7.1%，其中水电发电量同比下降1.2％，但2、3月份已转为正增长，火电发电量同比增长7.0%。 一季度，全国发电设备累计平均利用小时1116小时，比上年同期降低18小时。其中，水电设备利用小时516小时，比上年同期降低65小时；火电设备利用小时为1295小时，比上年同期增加4小时，为2008年以来同期最高水平。 （三）跨区跨省送电较快增长，西北外送电量大幅增加 一季度，全国完成跨区送电量同比增长21.8%；完成跨省输出电量同比增长10.5%，其中西北外送电量同比增长64.6%。南方电网区域受来水偏枯影响，送出电量同比下降5.9%，其中云南、广西、贵州输出电量同比分别下降51.3%、41.5%和18.8%，南方电网区域西电东送电量同比下降35.5%。三峡累计送出电量同比下降6.4%。 （四）电煤供应总体平稳，电煤价格先降后升 截至3月底,全国重点电厂电煤库存为7668万吨，可用19天，仅河南、山西、贵州、云南等少数省份在局部时段有少量机组出现缺煤停机。全国电煤市场价格从上年11月份以来回落，2月下旬止跌趋稳，3月份以来持续稳步回升。 （五）电力投资稳步增长，火电投资继续明显减少 一季度，全国电力工程完成投资同比增长13.2%，其中，电源、电网分别增长18.2%和5.6%。火电投资同比下降31.9%，占电源投资的比重继续下降至19.5%。水电、核电、风电同比分别增长77.8%、11.9%和40.9%，清洁能源投资保持较快增长。 二、后三季度全国电力供需形势预测 2012年，国家“稳中求进”的工作总基调和更有效的宏观调控将确保经济保持平稳较快发展，总体判断，后三季度经济增速平稳回升的可能性较大。与此对应，后三季度电力消费需求也将稳步增加，但增速将比2011年有所回落，预计上半年全国全社会用电量为2.41-2.45万亿千瓦时，同比增长7%-9%，推荐增长8%左右；预计全年全国全社会用电量5.09 -5.19万亿千瓦时，同比增长8.5%-10.5%，推荐方案为5.14万亿千瓦时、同比增长9.5%左右，可能呈“前低后高”分布。供应方面，预计新增装机8600万千瓦左右，其中，水电新增2000万千瓦左右，火电新增缩小到5000万千瓦左右，年底全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。 综合平衡分析，后三季度全国电力供需仍然总体偏紧，二季度最大电力缺口可能在1000-2000万千瓦，迎峰度夏期间，全国最大电力缺口可能在3000万千瓦左右、拉限电范围将有所扩大，若出现大范围持续极端高温天气、来水偏枯以及电煤供应紧张等不确定因素叠加情景，缺口可能扩大到4000万千瓦，华东、华中、南方、华北电网区域均有一定缺口。全年发电设备平均利用小时将在4750小时左右，火电设备平均利用小时在5300-5400小时。 三、几点建议 （一）密切关注经济增速和电力需求走势，加大微调频度促进经济结构调整 建议国家适度加快微调频度，一是适当减轻企业税收负担；二是加大对小微企业融资等政策扶持；三是采取点、线投资拉动政策，即对部分战略性新兴产业、部分基础设施和城乡电网改造等部分领域适度加大投资力度，促进产业结构转型升级。 （二）加快电网跨区通道建设，在全国范围内实现资源优化配置 采取多种措施从全国范围内解决资源的平衡与优化配置问题。一是要充分利用好现有跨省跨区电网，扩大跨省跨区电量支援调配，最大限度的利用各区域电力结构特点，错峰缓解各省电力紧张局面；二是进一步完善区域500千伏和750千伏主干网架，进一步扩大区域平衡能力；三是继续实施西电东送战略，加快推进跨区通道建设，将“三北”地区的富裕电力输送到东中部地区，缓解铁路、公路煤炭运力不足的矛盾，解决全国资源优化配置和电力电量平衡的问题。 （三）运用电价等经济调节手段，深化需求侧管理和有序用电措施 按照政府工作报告要求，深化电价改革。针对迎峰度夏用电高峰期电力需求偏紧的情况，要更大力度运用电价等市场化手段调节电力供需平衡。一是深化电力需求侧管理，出台并实施如差别电价、惩罚性电价以及峰谷电价等措施，形成产业结构调整和节能的倒逼机制；二是做好有序用电工作，细化相应措施，充分发挥政府的主导作用，根据各地用电负荷特性，滚动调整有序用电方案，提前做好迎峰度夏准备；三是各地加快出台居民阶梯电价实施细则，同时跟踪研究相应的影响变化；四是及时发布电力供需信息，引导社会实施有序用电，营造良好供电、保电环境。 （四）增加煤炭产量，控制电煤价格，保障电煤运输 2012年保障电力供应的关键还是确保电煤供应和控制电煤价格。因此建议，一是增加国内煤炭产量，控制国内煤炭出口、增加煤炭进口规模，确保电煤充足供应；二是建立健全电煤供销预警、调节、应急机制，做好电煤价格监督检查工作，整肃流通环节，严格控制电煤到场（厂）价格；三是尽快理顺电价形成机制，改善火电企业生产经营环境；四是统筹安排好现有铁路运力，组织好重点地区电煤运输。 （五）密切关注大规模火电机组环保改造过程中造成电力实际供应能力的下降 根据《火电厂大气污染物排放标准》，近7亿千瓦的煤电机组需要在2年多的时间内完成除尘、脱硫、脱硝等环保设施的集中改造，势必造成现有供应能力的明显减少。因此建议，一是国家发展改革委、电力行政主管部门与环保行政主管部门加强协调，进一步分析测算新的排放标准对电力工业乃至整个社会的影响，完善排放标准使之科学合理；二是各级政府部门与电网企业、发电企业及早开展协调，高度重视可能出现的由于大量机组停机改造造成的电力平衡问题并提出应对措施；三是尽快完善脱硫和脱硝电价，出台除尘改造的补贴政策等；四是建议暂缓执行取消现役机组脱硫装置烟气旁路，保障现有机组安全稳定供电；五是政府环保产业化管理部门组织行业协会和有关部门加快制订技术路线和支撑性的技术规范，加快修改大量的已经不能适应新排放标准要求的技术规定。",
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"power_transmission.file_title": "中电联发布2011年全国电力供需情况及2012年分析预测",
"power_transmission.file_content": "2011年，在党中央、国务院的正确领导下，国民经济继续朝着宏观调控预期方向发展，实现了“十二五”时期经济社会发展良好开局。电力工业保持平稳较快发展势头，供应能力稳步增强，在用电需求快速增长的情况下，电力工业克服来水偏枯、电煤紧张、火电企业大面积亏损、体制机制不畅等困难，有效应对了全国电力供需形势总体偏紧、部分地区、部分时段供需矛盾突出的不利形势，全国电力运行总体平稳。2012年，国家宏观调控预期效应将进一步显现，经济将继续平稳较快发展，电力需求增长放缓，但受装机特别是火电装机增长慢、电煤供应不足、水电来水不确定性大等因素影响，预计全国电力供需仍然偏紧，区域性、时段性、季节性缺电较为突出。 一、2011年全国电力供需情况分析 2011年，主要受水电出力下降、电煤供应紧张、电源电网结构失调、经济和电力需求增长较快等因素影响，全国电力供需总体偏紧，部分地区、部分时段缺电比较严重，全国共有24省级电网相继缺电，最大电力缺口超过3000万千瓦。通过采取跨区跨省电力支援、加强需求侧管理和实施有序用电等多种措施，有效缓解了电力供需矛盾，保障了经济社会平稳健康发展。主要特点是： （一）电力消费需求旺盛，地区用电增长差异大 根据我会统计，2011年全国全社会用电量4.69万亿千瓦时，比上年增长11.7%，消费需求依然旺盛。人均用电量3483千瓦时，比上年增加351千瓦时，超过世界平均水平。 2011年，第一产业用电量比上年增长3.9%。第二产业及其工业用电量分别增长11.9%和11.8%，占全社会用电量的比重分别为75.0%和73.8%，仍是拉动用电增长的决定因素；其中，轻工业用电增速低于重工业，且差距拉大。第三产业用电增长13.5%，其中的交运（交通运输、仓储和邮政业）、信息（信息传输、计算机服务和软件业）、商业（商业、住宿和餐饮业）、金融（金融、房地产、商务业）分别增长15.4%、17.6%、16.4%和14.3%，增长势头较好。城乡居民生活用电增速放缓到10.8%，其中城镇居民用电仅增长8.2%。 东、中、西、东北地区用电分别增长9.6%、12.1%、17.2%和7.9%，中西部用电需求明显快于东部和东北地区，西部地区所有省份用电量增速均高于全国平均水平，东部用电大省对全国用电带动作用减弱。 （二）电力供应能力进一步增强，装机结构出现新特点 2011年，全国基建新增发电生产能力9041万千瓦，连续6年新增超过9000万千瓦。年底全国全口径发电设备容量10.56亿千瓦，比上年增长9.2%；电网220千伏及以上输电线路回路长度、公用变设备容量分别为48.0万千米、22.0亿千伏安，分别比上年增长7.9%和10.5%，全国电力供应和配置能力进一步增强。 装机结构出现新特点，清洁能源比重上升，火电装机增长缓慢。2011年底，水电、核电、风电、太阳能等清洁能源比重达到27.5%，比上年提高0.9个百分点。全国发电装机容量及火电设备容量分别增长9.2%和7.9%，分别低于同口径发电量增长2.5和6.2个百分点，加重了火电等常规能源机组保障电力平衡的压力。西部、东北、中部、东部地区装机容量分别增长14.5%、7.8%、7.3%和6.4%，东、中部装机增长分别低于用电量增长3.2和4.8个百分点，装机的地区结构出现变化，在跨区资源配置能力不能完全配套的情况下，东部电力供需更加紧张。 （三）跨区跨省送电稳步增长，送电能力仍显不足 2011年，全国完成跨区送电量1680亿千瓦时，比上年增长12.8%；跨省送电量6323亿千瓦时，增长9.7%。其中，西北送出电量426亿千瓦时，增长167%；东北送华北100亿千瓦时，增长13.9%。受跨区跨省输电能力限制，东北、蒙西以及西北地区仍有3000万千瓦左右的电力无法输送到华东、华中等电力紧张地区，造成“缺电”与“窝电”并存。 （四）水电发电量同比明显减少，对跨区跨省送电及电力平衡影响较大 2011年，全国全口径发电量4.72万亿千瓦时，比上年增长11.7%；其中，水电下降3.5%，火电增长14.1%，核电874亿千瓦时、增长16.9%，并网风电732亿千瓦时、增长48.2%。全国发电设备利用小时4731小时，已连续两年回升，其中，水电设备利用小时3028小时，比上年下降376小时，是近三十年来最低的一年；火电设备利用小时5294小时，比上年提高264小时，提高幅度是2004年以来最大的一年。 水电发电量下降对跨区跨省输电及电力平衡影响较大。2011年三峡电厂累计送出电量比上年减少7.3%；华中送出电量下降15.1%，其中送华东、西北、华北、南方分别下降11.0%、16.3%、69.6%和12.1%。由于来水偏枯以及电煤问题，贵州输出电量下降11.5%，导致南方电网“西电东送”电量下降13.2%。 （五）电煤矛盾仍然突出，电煤价格高位运行 水电减发、火电快速增长极大地影响了电煤供需关系。2011年，全国重点发电企业累计供、耗煤分别增长15.78%和15.3%，日均供、耗煤分别为381万吨和374万吨；各月电厂耗煤持续较高。虽然全国电厂存煤总体处于较高水平，但电煤库存的地域分布不均，加上火电利用小时增加、市场电煤价格持续高位运行等因素，导致电煤市场偏紧，部分省份在局部时段煤炭供应紧张，影响了电力供应。 （六）电网及清洁能源投资所占比重继续提高，火电投资比重明显下降 2011年，全国电力工程建设完成投资7393亿元，与上年基本持平。其中，电源、电网工程建设分别完成投资3712亿元和3682亿元，分别比上年下降6.5%和增长6.8%，电网投资占电力投资的比重比上年提高3.3个百分点。电源投资中，火电投资仅为2005年的46.4%，已经连续6年同比减少，2011年火电投资占电源投资的比重下降至28.4%，清洁能源投资比重明显提高。 二、2012年全国电力供需形势预测 2012年，国家“稳中求进”的工作总基调和更有效的宏观调控将确保经济保持平稳较快发展，经济和电力增速将有所回落，预计全社会用电量增速在8.5%-10.5%之间，推荐方案9.5%，全年用电量5.14万亿千瓦时，可能呈现“前低后高”分布。供应方面，预计新增装机8500万千瓦左右，其中，水电新增2000万千瓦左右，火电新增缩小到5000万千瓦左右，年底全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。 根据目前情况判断，2012年，汛前水电来水偏枯可能性较大、电煤地区性、时段性矛盾仍然比较突出，供应外部环境依然比较严峻。综合平衡分析，预计2012年全国电力供需仍然总体偏紧，区域性、时段性、季节性缺电仍然较为突出，最大电力缺口3000-4000万千瓦。全年发电设备利用小时将在4750小时左右，火电设备利用小时在5300-5400小时。 三、几点建议 （一）增加煤炭产量，控制电煤价格，保障电煤运输 预计2012年全国电煤消费量将比上年增加1.5亿吨左右，相应需要国内新增3亿吨以上煤炭供应量，才能较好地保障电煤需要。2012年水电生产形势可能仍不乐观，保障电力供应最关键的是要确保火电生产的电煤供应，因此：一是尽快释放煤炭产能、增加国内煤炭产量，控制国内煤炭出口、增加煤炭进口规模，确保电煤充足供应；二是做好电煤价格监督检查工作，贯彻落实好中央经济工作会议精神和国家有关要求，整肃流通环节，严格控制电煤到场（厂）价格；三是及时启动煤电联动，尽快理顺电价形成机制，改善火电企业生产经营环境；四是建立健全电煤供销预警、调节、应急机制，支持火电企业多存煤，保持电厂合理存煤水平；五是统筹安排好现有铁路运力，组织好重点地区电煤运输，加快核准建设“北煤南运”铁路输煤通道。 （二）运用电价等经济调节手段，深化需求侧管理和有序用电措施，促进经济结构调整 全面总结我国在解决电力短缺矛盾方面的经验教训，加快推进电价等市场化手段调节电力供需平衡。一是深化电力需求侧管理，出台并实施如差别电价、惩罚性电价以及峰谷电价等措施，形成产业结构调整和节能的倒逼机制，促使用户通过广泛应用节电技术或产业技术升级来节能节电，促进产业结构调整和发展方式转变；二是做好有序用电工作，细化相应措施，充分发挥政府的主导作用，根据各地用电负荷特性，滚动调整有序用电方案，确保“有保有限”落到实处；三是要及时发布电力供需信息，引导社会正确面对缺电矛盾，共同应对和实施有序用电，营造良好供电、保电环境；四是适当限制高耗能产品出口。 （三）高度关注新能源大规模发展对电力供需平衡的影响 近年来，我国的风电、太阳能等新能源发电迅速发展，特别是风电装机连年翻番，截止2011年底已达到4505万千瓦，全年风电新增装机占全部新增装机的比重接近20%。新能源发电大规模发展，在为电力结构调整、节能减排做出贡献的同时，也对电力供需平衡造成较大影响。风电、太阳能等新能源能量密度低、发电利用小时数少，难以与稳定的用电需求相匹配，同时风电有较强的随机性、间歇性和不可控性，太阳能发电也具有类似特征，为保证系统安全和电力稳定供应，风电、太阳能等新能源发电一般不纳入月度及年度电力平衡，不能替代常规电源。因此，在电力规划、电源项目安排等工作中，必须高度关注新能源发电对电源建设规模及电力供需平衡的影响，在积极发展新能源发电的同时，认真研究制定并积极实施满足电力可靠供应要求的电源电网规划方案和建设安排。 （四）坚持输煤输电并举，促进电力适度超前发展 长期以来，我国煤电运紧张局面反复出现，给经济发展和人民群众生活造成一定影响。电力是清洁、便利、高效的二次能源，也是重要的国民经济基础产业，保持电力的稳定供应，对提高能源使用效率、促进节能减排以及合理控制能源消费总量等都具有重要保障作用，必须坚持输煤输电并举，加大输电比重，促进电力适度超前发展。一是加快西部、北部大型煤电基地规模化、集约化开发，应用特高压、大容量直流等先进输电技术将电力输送到中东部负荷中心，缓解铁路、公路煤炭运力不足的矛盾，实现更大范围内能源资源优化配置，近期主要是加快核准锡盟、蒙西、新疆等一批煤电基地电源项目和外送输电工程；二是按照优先发展水电、安全高效发展核电的原则，加快水电流域和电站的环评审批，具备条件后尽快核准开工一批后续水电项目，同时加快核电安全规划的编制和审批，在保障安全的前提下，恢复和适度加快核电新建项目的审批。",
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"power_transmission.file_title": "全国电力供需与经济运行形势分析预测报告（2011年前三季度）",
"power_transmission.file_content": "总体情况 前三季度，全国电力需求总体旺盛，电力消费增速高位回稳；受基数影响，第二产业及工业用电量增速有所回升，第三产业和城乡居民生活用电较快增长；制造业用电量高位稳定，重点行业用电量保持较大规模。二季度以来水电发电量增速持续下降，导致火电出力持续超过3000亿千瓦时/月；市场电煤价格高位持续上涨，部分地区电煤供应紧张；基建新增装机规模小于上年同期，装机增速低于发用电量增速，导致部分地区电力供应紧张；发电设备利用小时同比回升，火电利用小时回升更加显著。电力投资中火电、风电投资同比负增长；火电新投产、新开工及在建规模持续减小，将严重影响未来电力供需平衡。 四季度，预计全国电力消费继续保持平稳增长态势，季度全社会用电量增长13%左右，全年全社会用电量4.7万亿千瓦时、同比增长12%左右。综合各种因素分析，今冬明春全国电力供需总体偏紧，部分地区持续偏紧。全年发电设备利用小时同比略有提高，火电设备利用小时继续上升，部分地区上升幅度较大。 一、前三季度全国电力供需与经济运行形势分析 （一）电力消费情况 1、电力需求总体旺盛，用电量增速逐月高位回稳 前三季度，电力消费总体旺盛，全国全社会用电量35157亿千瓦时，同比增长11.95%，各季度同比分别增长12.7%、11.7%和11.5%，增速逐季高位回稳。 分产业看，前三季度，第一产业用电量795亿千瓦时，同比增长4.5%。第二产业用电量26235亿千瓦时，同比增长12.1%，各季度分别增长12.3%、11.6%和12.5%。第三产业用电量3844亿千瓦时，同比增长14.0%；城乡居民生活用电量4282亿千瓦时，同比增长10.6%；第三产业和城乡居民生活用电量对全社会用电量增长的贡献率分别为12.5%和10.9%，分别比上年同期提高3.4和1.6个百分点。 2、制造业用电量高位稳定 前三季度，全国工业用电量25813亿千瓦时，同比增长12.0%；其中，轻、重工业用电量同比分别增长9.5%和12.5%，轻工业用电量增速持续低于重工业，且差距逐月拉大。前三季度，全国制造业用电量同比增长12.4%，春节后制造业用电量逐月增加并连创新高，制造业日均用电量已连续6个月超过70亿千瓦时。 3、四大重点行业月度用电量高位稳定 前三季度，化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼四大重点行业用电量合计11485亿千瓦时，同比增长12.4%。分行业看，前三季度，化工行业用电量2640亿千瓦时，同比增长10.3%，各季度分别增长4.1%、10.8%和15.7%，增速逐季提高；建材行业用电量2174亿千瓦时，同比增长18.5%；黑色金属冶炼行业用电量4026亿千瓦时，同比增长12.6%；有色金属冶炼行业用电量2646亿千瓦时，同比增长9.8%；建材、钢铁、有色行业用电量已分别连续6个月、7个月、5个月稳定在历史高位。 4、西部地区用电量持续高速增长且第三季度加快提高 前三季度，各省份用电均实现正增长，其中，西部地区用电量增长17.2%，各季度增速分别为15.9%、15.8%、19.7%，明显高于其他各地区。前三季度，中部、东部、东北地区用电量增速分别为11.7%、10.0%和9.3%，均低于全国全社会用电量增速。全社会用电量增速高于全国平均水平的14个省份中有11个是西部地区省份。 （二）电力供应情况 1、火电装机容量增速偏低，建设步伐放缓 前三季度，全国基建新增发电生产能力4962万千瓦，同比减少224万千瓦。截至9月底，全国6000千瓦及以上发电设备容量97695万千瓦，同比增长10.2%；其中，火电同比增长8.8%，继续低于火电发电量及全社会用电量增速。前三季度，全国火电新开工规模1262万千瓦，9月底火电在建规模6755万千瓦，分别同比减少1338万千瓦和1785万千瓦，规模缩小将对未来电力供应保障造成较大影响。 2、水电出力下降对电力供给影响明显 前三季度，全国规模以上电厂水电发电量4674亿千瓦时，同比下降0.6%，是“十一五”以来水电发电量首次出现同期负增长的年份；二、三季度同比分别增长1.5%和下降14.7%，水电装机比重较高省份的水电生产形势非常严峻，已经严重影响电力供需平衡。受需求旺盛以及水电减发影响，自2010年12月份以来，月度火电发电量持续高于3000亿千瓦时。1-9月份，火电发电量28532亿千瓦时，同比增长14.4%，占全部发电量的82.6%，比上年同期提高1.2个百分点。 3、水电设备利用小时下降，导致火电设备利用小时快速回升 需求旺盛并快于装机增速，导致前三季度全国发电设备利用小时达到3603小时，比上年同期提高78小时。由于水电偏枯，水电设备利用小时比上年同期低301小时，这也使得火电支撑作用得以发挥，全国火电设备平均利用小时在持续2004-2009年的下降通道后，进入回升通道，并已回升到2007年同期水平，反映出目前已处于供需总体平衡偏紧的状态。 4、市场电煤价格高位持续上涨，电煤供应持续紧张 受电力需求旺盛以及水电减发等因素综合影响，火电生产持续旺盛，电厂耗煤量持续保持高水平，导致电煤市场价格自3月份明显上行。7月份秦皇岛港5500大卡山西优混煤炭平均价840元/吨，比3月份上涨78.8元/吨，经8月份略有调整后，9月份又重新恢复上涨，使得火电企业经营更加困难。前三季度，全国重点企业电厂存煤总体处于正常水平，各月重点企业电煤库存可用天数在13天以上，但受电煤价格、运力、产量等综合因素影响，局部地区、部分时段电煤供需仍出现紧张，缺煤停机容量较多。 （三）跨区跨省送电对缓解部分地区供需紧张贡献突出 前三季度，全国跨区送电量完成1286亿千瓦时，同比增长22.6%；全国跨省输出电量4791亿千瓦时，同比增长8.3%，跨区跨省送电对缓解部分地区电力供需紧张作用较大，如西北送华中增长11.7%，同时华中送出同比减少5.1%。前三季度，三峡电厂送出电量594亿千瓦时，同比下降11.0%，已经连续5个月同比负增长。 （四）清洁能源投资所占比重继续提升 前三季度，全国电力工程建设完成投资4628亿元，同比增长8.0%。其中，电源和电网工程建设分别完成投资2428亿元和2201亿元，同比分别增长5.1%和11.3%；电网投资占全部电力工程投资的比重比上年同期提高1.4个百分点。在电源投资中，水电、核电、风电合计投资额所占比重比上年同期提高5.8个百分点，火电投资比重持续下降。 （五）火电生产行业利润继续大幅下降 今年以来，电力行业持续承受着煤价高位上涨、利率上升给生产经营和电力保供造成的巨大压力。根据国家统计局统计，1-8月份，火电生产企业利息支出479亿元，同比增长25.6%，是火电亏损的一个主因之一；火电生产企业虽然实现利润总额122亿元，但同比下降39.1%，并今年以来各月持续负增长；火电利润主要体现在东部部分省份，中部、东北地区各省火电企业仍然大面积亏损。1-8月份，电力行业销售利润率为3.5%（其中火电业务销售利润率仅为1.5%），是各主要上下游行业中最低的，盈利能力不强、回报率偏低已经影响到电力行业保障供应和持续发展能力。 二、2011年全国电力供需形势预测 四季度，全国电力消费将继续保持并延续平稳增长态势，预计四季度全社会用电量同比增长13%左右，全年全社会用电量4.7万亿千瓦时，同比增长12%左右。全年电力投资略少于年初预计的7500亿元；全国基建新增装机8500万千瓦左右，年底全国全口径发电装机容量10.5亿千瓦左右。 今冬明春，受火电新增规模下降、新增装机区域分布不平衡、煤质下降导致机组非计划停运增加、电源和电网建设不协调等因素影响，全国电力供需形势总体偏紧，部分地区持续偏紧；同时，气候、来水、电煤供应等外部供应保障因素对电力供需平衡的影响不容乐观，很可能造成局部地区电力缺口增大、供需矛盾更为紧张，今冬明春全国最大电力缺口3000-4000万千瓦。预计全年发电设备利用小时在4700小时左右，比上年提高50小时左右；火电设备利用小时在5250小时左右，比上年提高200小时左右。 三、当前电力供需需要关注的几个问题 今冬明春，电力行业企业经营压力继续加大，生产、建设、投资的外部经营环境很不乐观，电力供需形势比较严峻，维持要做好电力运行和可靠稳定供应，建议做好以下几项工作： （一）加大电价等市场经济调节手段，促进调整经济结构 针对部分地区供需紧张的情况，要切实落实《有序用电管理办法》，通过加大电价等市场经济调节手段，抑制不合理的电力消费，加快调整经济结构。一是加大实施差别电价，保证鼓励类用户用电，抑制限制类用户用电；二是限制高耗能产品出口；三是落实出台居民用电阶梯电价实施方案，引导民众节能节电；四是加大对企业实施错峰、避峰的电价奖惩力度，减少电网尖峰负荷需求。 （二）加大电煤协调力度，保障冬季电煤供应 要解决电力供需矛盾，从供应侧来讲，最直接最有效的方式是在电煤协调保障上下功夫。一是加大电煤协调力度，严控电煤合同价格，防止哄抬煤价；二是要重点解决煤炭紧张、供需缺口较大地区的电煤协调问题，保证电煤按市场需求合理流动；三是加快释放煤炭产能，努力保障供给；四是降低流通环节费用，变相降低煤炭到场价格。 （三）继续及时落实和深化完善煤电联动机制 近年来，“市场煤、计划电”的体制性矛盾非常突出，今年4、6月份国家发改委对部分省份上网和销售电价进行了调整，但电价缺口仍然较大，火电企业大面积亏损已经严重影响行业生产和发展。从解决电力供需深层次问题角度讲，要逐步形成科学合理的电价形成机制，目前在电价体制改革尚未到位、竞争性电力市场尚未建立的条件下，煤电联动机制仍是解决煤电矛盾的有效措施。因此，建议按期启动煤电联动机制，联动到位，同时要继续完善这个机制。 （四）加快核准开工建设一批电源电网项目，解决“窝电”与“缺电”并存的问题 现阶段部分地区缺电反映电源电网结构性问题比较突出。因此，要解决电力保障问题，一是要加快核准开工建设一批电网工程，将“三北”地区的富裕电力输送到东中部地区。二是加快核准并新开工发电项目，确保“十二五”时期每年投产6000万千瓦左右的火电规模；尽快研究核准开工一些大型水电站；在确保安全的前提下，开工建设核电站。三是加快核准一部分违规机组，使一些符合产业政策和环保要求的发电机组办理核准手续后能够上网发电。",
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"power_transmission.file_content": "全国电力供需与经济运行形势分析预测报告 （2011年第一季度） （新闻稿） 总体情况 一季度，我国宏观经济保持平稳运行，全社会用电量增速明显回升，第二产业用电量增速逐月提高，仍然是带动全社会用电量同比增长的主要动力，第三产业和城乡居民生活用电稳定增长；化工、建材、有色冶炼行业月度用电量与上年最高水平基本相当，3月份钢铁冶炼行业用电量又创新高。发电量增速逐月回升，发电设备利用小时与上年同期基本持平。火电投资略有增长，清洁能源投资快速增长，占电源投资的比重持续提高；新增装机容量比上年同期略有减少，3月底装机规模9.7亿千瓦左右；受电煤供应及运力紧张等因素影响，1月份全国供需矛盾比较突出，2、3月份部分地区有电力供应缺口。市场煤价高位运行导致火电厂经营异常困难，中部和东北地区火电厂亏损严重，影响电力供需平衡。 后三个季度，全国电力消费需求将保持总体旺盛，全年用电量预计在4.7万亿千瓦时左右，增速比2010年有所回落；全年清洁能源发电继续加速，火电新增规模小于上年，预计新增发电装机容量8500万千瓦左右，小于年初预计，年底全国发电装机容量超过10.4亿千瓦，机组结构继续优化。综合各种因素分析，全国电力供需总体偏紧，部分地区持续偏紧，迎峰度夏期间电力供应缺口可能进一步扩大；全国发电设备利用小时与上年基本持平，火电设备利用小时同比有所上升。 一、一季度全国电力供需与经济运行形势分析 （一）电力消费情况 1、全社会用电量增速明显回升 一季度，全国全社会用电量10911亿千瓦时，同比增长12.7%，与上年四季度相比，出现比较明显的回升。分析原因，一是部分地区重点行业用电量回升明显，用电增长较快；二是部分干旱地区的农、林、牧、渔业用电同比增幅较高；三是华东、华中、南方等地区气温较常年偏低，取暖负荷增加。分月来看，2月份是春节所在月份用电量首次超过3000亿千瓦时，3月份用电规模基本与迎峰度冬期间的1月份相同，接近2010年七、八月份水平。 2、第三产业和城乡居民生活用电量增速高于第二产业 一季度，全国第一产业用电量195亿千瓦时，同比增长3.16%，处于低速稳定增长状态。第二产业用电量8025亿千瓦时，同比增长12.31%，增速逐月提高，3月份用电量增速已经高于全社会用电量增速。第三产业和城乡居民生活用电量分别为1236亿千瓦时和1456亿千瓦时，同比分别增长15.51%和14.08%，用电量占全社会用电量的比重也相应分别提高到11.3%、13.3%，这是冬季取暖负荷增加较快的因素拉动的；受季节性因素影响，3月份城乡居民生活用电量增速有所放缓。 3、3月份日均制造业用电量达到2010年夏季时水平 一季度，全国工业用电量7896亿千瓦时，同比增长12.14%，略低于全社会用电量增速，占全社会用电量比重为72.4%，与上年同期基本持平；其中，轻、重工业用电量同比分别增长11.4%和12.3%，占全社会用电量的比重分别为11.7%、60.6%，分别比上年同期提高0.2个百分点和降低0.47个百分点。一季度，全国制造业用电量5850亿千瓦时，同比增长12.6%，其中，1月份日均制造业用电量达到69亿千瓦时/天，创历史新高，3月份64.3亿千瓦时/天，回落到2010年夏季时水平，但其用电量规模仍处历史较高水平，占全社会用电量比重与上年同期基本持平。 4、四大行业月度用电量占全社会用电量的比重比上年同期略有下降 一季度，化工、建材、钢铁冶炼、有色金属冶炼四大重点行业用电量合计3512亿千瓦时，仅少于历史最高水平的2010年二季度，总体保持较大的规模，同比增长11.1%；对全社会用电量增长的贡献率为28.5%，比上年同期降低13.9个百分点；用电量占全社会用电量的比重为32.2%，比上年同期降低0.4个百分点。分行业看，化工、建材、有色金属冶炼行业的月度用电量基本与上年月度最高用电水平相当；与其生产形势相一致，钢铁冶炼行业用电继续旺盛，月度用电量连创新高，1、3月份用电量分别为444亿千瓦时和447亿千瓦时，同比分别增长11.5%和19.0%，用电量规模均远高于上年各月。 5、各省（区、市）用电量保持较快增长 一季度，全国各省（区、市）用电量均实现正增长，其中全社会用电量同比增速高的有新疆（33.5%）、江西（24.0%）、福建（21.6%），这些省份都是内需经济增长相对较快的省份；增速较低的有北京（0.6%）、黑龙江（5.6%）、河南（5.8%）、天津（8.1%）、广东（8.1%）、上海（9.0%），其中，河南主要是由于该省用电量比重较高的有色金属冶炼行业用电量上年同期基数很高，广东主要是轻工业和第三产业用电增长较慢，部分轻工业行业用电甚至出现同比负增长。 （二）电力供应情况 1、基建新增装机规模同比减少 一季度，全国基建新增发电生产能力1379万千瓦，比上年同期少投产234万千瓦，主要是3月份投产规模较小。其中，火电新增1001万千瓦，比上年同期少投产268万千瓦；新增并网风电250万千瓦；新增太阳能光伏发电5万千瓦。各区域中，华北区域新增装机容量较多，占全国新增装机容量的36.30%；华东区域新增供应能力较少，占全国的比重下降至4.27%，华东区域在需求旺盛情况下，加剧了该区域发电生产能力短缺的情况。 截至2011年3月底，全国6000千瓦及以上发电设备容量94283万千瓦，比上年同期净增9304万千瓦；月底全口径发电设备容量9.7亿千瓦左右。其中， 6000千瓦及以上水电设备容量1.84亿千瓦，火电7.13亿千瓦，核电1082万千瓦，并网风电3394万千瓦。 2、季度发电量增速环比提高 一季度，全国规模以上电厂发电量10651亿千瓦时，同比增长13.4%，增速比2010年四季度提高7.6个百分点，其中3月份发电量为3830亿千瓦时，是除2010年8月份外最多的一个月。分类型看，一季度，全国大部分流域来水基本正常，规模以上水电厂发电量1136亿千瓦时，同比增长32.9%，增速较高的直接原因就是上年同期西南干旱导致基数较低；火电发电量9007亿千瓦时，同比增长10.6%，占全部发电量的比重比上年同期降低1.63个百分点；新投机组翘尾因素导致核电发电量较快增长；风电规模扩大导致风电发电量增速高位有所放缓。 3、发电设备利用小时与上年同期基本持平 一季度，全国发电设备累计平均利用小时1135小时，比上年同期提高11小时，略低于2008年同期水平。其中，水电583小时，比上年同期提高89小时，处于往年的正常水平，水电大省中的广西、青海、四川、云南、湖北、贵州水电设备平均利用小时超过600小时；火电设备利用小时1292小时，与上年同期基本持平，其中，青海、宁夏、四川、重庆等需求比较旺盛的省份火电设备利用小时超过1500小时，吉林的火电设备利用小时低于1100小时，主要是近两年新增机组集中投产。 4、部分地区电煤供应紧张 一季度，全国电厂电煤库存总体处于正常水平，但是受电煤价格、运力、产量等综合因素影响，电煤库存天数在下降，局部地区、局部时段电煤供需比较紧张；1月上、中旬矛盾比较突出，部分省份缺煤停机，制约了电力供应能力的发挥。截至3月底，全国重点企业电厂存煤5071万吨，可用13天。4月份是传统的电煤需求淡季，今年4月份出现电煤需求淡季不淡的情况，市场煤炭价格开始上升、日消耗量保持高位，截至4月中旬，全国重点电厂电煤库存5311万吨，可用14天，仅比3月末提高一天。 （三）跨区送电同比恢复快速增长，跨省输出电量保持稳定增长 一季度，世界首个±660千伏电压等级的直流输电工程即宁东—山东直流输电工程双极建成投运，额定输送容量400万千瓦，极大缓解了今年山东的用电紧张状况，有效促进能源资源大范围优化配置。 一季度，全国跨区送电完成309亿千瓦时，同比增长17.1%，保持较高增长，其中，3月份完成跨区送电量121亿千瓦时，同比增长21.3%，主要是由于上年投产的跨区送电项目（如四川向家坝—上海、西北—四川德阳直流、宁东—山东直流等）在3月份开始发挥跨区送电同比增加作用。三峡电厂累计送出电量132亿千瓦时，同比增长26.0%。 一季度，南方电网“西电东送”完成送电量188亿千瓦时，同比增长12.2%；其中，送广东和广西分别完成162亿千瓦时和26亿千瓦时，同比分别增长3.8%和129.6%，主要是受上年同期西南干旱基数较低影响。京津唐电网输入电量93亿千瓦时，同比增长3.9%；输出电量58亿千瓦时，同比增长66.3%；其中，京津唐电网送山东55亿千瓦时，同比增长67.1%，对缓解山东电网电力紧张作用突出。 （四）清洁能源发电完成投资较快增长，电网投资延续下降趋势 一季度，全国电力工程建设完成投资1021亿元，同比增长11.7%。其中，电源和电网工程建设分别完成投资612亿元和409亿元，同比分别增长27.6%和下降5.9%，电网投资延续了上年的下降趋势，其投资额占电力投资比重下降到40%。电源工程投资中，水电、核电、风电合计投资额比重上升到65.1%，比上年同期提高6.1个百分点，火电投资比重持续下降。 （五）火电企业利润大幅下降，电力行业盈利能力明显偏低 受市场电煤价格持续高位影响，火电企业利润从上年同期的46亿元大幅下降到4亿元，销售利润率接近于零，中部六省、东北三省以及山东省火电继续全部亏损，亏损面继续明显上升，企业经营压力加大、供应保障能力降低。1-2月份，虽然电力行业整体实现利润总额181亿元，但是行业盈利能力明显偏低，1-2月份行业销售利润率仅为2.8%，远低于全国规模以上工业企业销售利润率6.0%的平均水平；与其他行业相比，电力行业利润总额仅为煤炭、石油天然气开采行业的1/3左右，销售利润率仅为煤炭行业的1/5左右、石油天然气开采行业的1/8左右；电力行业亏损企业亏损额明显高于其他各行业，是煤炭、石油天然气开采行业的6倍。 二、2011年全国电力供需形势预测 2011年，我国经济将继续保持平稳较快增长，电力需求继续增加，预计2011年全国全社会用电量达到4.7万亿千瓦时左右，同比增长12%左右，较2010年有所回落。分季节看，受投资信贷增速下降、产业结构调整、节能减排、电力供应有效能力相对不足以及上年同期基数影响，除第四季度增速可能超过全年预计水平外，二、三季度用电增速将保持在略低于或与全年增速基本持平的水平上。加强需求侧管理和及时疏导电价矛盾是平衡电力供需关系的有效途径。 新能源发电、跨区电网建设及农村电网改造将进一步带动电力投资，预计全年电力工程建设投资完成额7500亿元左右，其中，电源、电网工程建设分别完成投资4000亿元、3500亿元左右；但是，电价政策、项目核准速度以及货币、信贷政策等都将在一定程度上影响全年电力投资的进程、规模和结构。 受前期投资结构不断调整影响，火电投产规模将小于预期，全国基建新增装机调低到8500万千瓦左右，考虑基建新增和“关小”因素后，2011年底，全国全口径发电装机容量将超过10.4亿千瓦。 后三个季度，局部地区电煤供需持续偏紧，大部分地区、部分时段将出现电煤供需相对紧张的情况；煤价总体仍将维持高位运行，受国际煤价、海运费上涨以及对全年煤炭产量增长有限预期的影响，煤价进一步上涨的风险很大，将对电力生产供应和企业效益产生较大影响。 后三个季度，受新增装机区域分布不平衡、电源电网建设不协调、火电新增规模下降以及电煤供应矛盾等结构性因素的影响，全国电力供需形势总体偏紧。表现在部分地区持续偏紧，局部地区存在时段性电力紧张局面，特别是迎峰度夏期间电力供应缺口可能进一步扩大，预计缺口在3000万千瓦左右，考虑气候、来水、电煤供应等不确定因素的叠加作用，缺口还可能进一步扩大；迎峰度冬期间全国电力供需形势总体偏紧。总体来看，全国电力供需形势将比“十一五”后期紧张，局部地区的电力供需紧张情况将比上年在时间上更早、涉及的范围更广、缺口有所加大。其中，华北、华东、南方区域电力供需总体偏紧；华中区域电力供需总体平衡、冬季时段性紧张；东北、西北区域电力供应能力总体富余。 预计全年发电设备利用小时将在4650小时左右，与2010年基本持平；火电设备利用小时在5200小时左右，比上年提高150小时。 三、需要关注的几个问题 （一）加大电煤等电力生产要素的协调，做好迎峰度夏期间供应保障工作 根据目前电力工业总体供应能力平衡，夏季供需形势将呈现缺口出现更早、范围有所扩大、强度有所增强的新特点，各部门、各相关行业和企业要通力合作，积极采取有效措施积极应对。其中一项重要措施就是提前筹划电厂迎峰度夏期间电煤等一次能源的持续稳定供应。为此，我们建议： 一是切实落实国家发改委关于稳定电煤价格的通知精神，保持合同煤价稳定和兑现率，同时通过综合措施防止市场煤炭价格的较快上扬，增加电煤有效供给量，各地政府和企业要积极采取有效措施帮助电厂提高储煤的能力和积极性，提高电厂存煤天数；二是要加大电煤供应协调力度，高度关注电煤产运销情况，进一步增加重点电煤供应量，保障重点地区、重点电厂在迎峰度夏期间的电煤供应；三是增加国内煤炭产量，发挥国务院批准的国家煤炭应急储备点的作用，在国家和各省分级分层建立电煤应急储备基地，应对用煤高峰期部分电厂可能出现的缺煤停机情况，同时也可以平抑电煤价格波动；四是加大天然气储存和调剂力度，组织好东部地区天然气发电气源，实现燃气机组的顶峰发电，缓解电力供需矛盾；五是加快对东部地区未核准的存量发电机组核准进程，充分发挥其生产能力，提高生产效益和社会效益。 （二）积极应对“十二五”期间可能出现的电力供需偏紧势头 根据对一季度和“十二五”期间供需形势的整体研究分析，电力装机结构、地区布局与“十一五”时期比将发生较大变化。目前电源在建规模严重不足，加上火电建设积极性降低，将造成今后几年火电投产规模不合理地快速下降，不能满足电力需求增长，预计在“十二五”期间特别是“十二五”中期电力供需矛盾将更加突出。 为此，既要满足经济社会发展的有效电力需求，又要实现国家非化石能源占一次能源消费15%左右的能源结构目标，必须采取综合措施：一是尽快核准开工较大规模的电源项目，以确保合理的在建和投产规模；特别是尽快开工建设一批大中型水电项目，在确保安全的前提下高效发展核电，积极推进新能源发电发展。二是要尊重电力安全稳定供应的装机结构客观规律，为满足电力系统连续稳定供应的备用以及调节缓和新能源发电季节性、间歇性矛盾的要求，开工建设一定规模火电项目，主要是煤炭基地清洁高效燃煤电厂和天然气电厂，加快远距离交直流特高压跨区线路建设，解决“十二五”中期可能出现的大范围缺电难题。三是加快转变经济发展方式，促进经济结构优化；适度上调电价，特别是进一步提升高耗能产业电价差价，采用市场手段加快促进经济结构优化调整；加快制定全社会各行业能效标准，提高行业门槛，加强能效审计；通过政策扶持，促进节能减排以及循环利用技术的推广应用；适度限制高耗能产品出口。四是以史为鉴，超前做好相关应对措施，防止在缺电时期大规模出现小柴油机发电现象，导致能耗上升、环保环境下降。 （三）加快电网建设，加快电价改革步伐 经过多年的发展，我国电源电网发展都已经取得很大的成就，电源、电网规模分别跃居世界第二和第一位，从总量上看已经基本可以满足国民经济发展的需要。但是我国能源资源分布与需求存在逆向分布以及结构性矛盾突出，目前电网规模和结构不能适应新增装机逐步向中西部转移的远距离送电的需要。另外，目前的跨区送电也不能完全适应迎峰度夏期间的各省区电力互济需要。 因此，必须加快电网建设，一是要充分利用好现有跨省跨区电网，扩大跨省跨区电量的相互支援与调配，最大限度地利用各区域电力结构和季节性差异化特点，错峰缓解各省电力紧张局面；二是进一步完善各区域500千伏和750千伏主干网架，进一步扩大区域平衡能力；三是要充分肯定“西电东送”战略对大范围资源优化配置的重要贡献，面临全国资源优化配置的新格局，要加快推进特高压电网建设，根本解决全国资源优化配置和电力电量平衡的问题，要依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设，适应分布式电源接入和用户多样化的需求，实现电网资源配置能力更强、范围更广、经济运行效率更高、安全水平更高、科技水平和智能化水平全面提升。 要按照国家“十二五”规划纲要明确的“要建立健全能够反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本的资源性产品价格形成机制”的精神，推进电价改革，尽快完善一次能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制，引导电力资源的合理配置和高效利用；特别是要提高电力企业持续发展能力，满足“十二五”期间电力发展对资金的需求。 （四）加大运行监测和协调力度，做好平衡调剂工作 近两年，电力经济运行波动较为频繁，给做好电力供需平衡工作造成很大的困难。目前，各种电力供应的外部环境仍然极为复杂，在经济和电力运行仍有很多不确定性条件，要加大电力经济运行监测和协调力度，做好电力供需平衡工作意义重大。 建议加大电力经济运行形势分析调查研究工作，密切跟踪需求市场形势变化，把握趋势性、苗头性问题，提前加以解决，保持平稳有序运行；要高度重视气温对电力供需平衡的影响，做好迎峰度夏期间电力供需平衡。要进一步加强需求侧管理工作，利用价格杠杆合理抑制不合理需求和高峰负荷需求，共度用电高峰难关。建议更充分发挥大电网作用，加强政府、电力企业间的沟通协调，深入利用高峰时段差异，增加省间、区域间高峰电力保障能力。",
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"power_transmission.file_content": " 1-7月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量增速同比提高，7月当月用电量创历史新高；工业用电较快增长，轻、重工业用电增速同比提高；四大高载能行业用电均实现正增长，合计用电增速低于工业；发电装机增速较上年回落，水电当月发电量正增长；发电设备利用小时与上年基本持平，水电利用小时同比降低；全国跨区、跨省送出电量同比增长；新增火电装机同比降低，新增太阳能发电装机同比大幅提高。 一、全社会用电量增速同比提高，7月当月用电量创历史新高 1-7月份，全国全社会用电量35578亿千瓦时，同比增长6.9%,增速比上年同期提高3.3个百分点。 分产业看，1-7月份，第一产业用电量655亿千瓦时，同比增长7.7%，占全社会用电量的比重为1.8%；第二产业用电量25317亿千瓦时，同比增长6.7%，增速比上年同期提高5.1个百分点，占全社会用电量的比重为71.2%，对全社会用电量增长的贡献率为69.1%；第三产业用电量4893亿千瓦时，同比增长9.9%，增速比上年同期回落0.3个百分点，占全社会用电量的比重为13.8%，对全社会用电量增长的贡献率为19.2%；城乡居民生活用电量4713亿千瓦时，同比增长4.9%，增速比上年同期回落3.0个百分点，占全社会用电量的比重为13.2%，对全社会用电量增长的贡献率为9.6%。 图1 2016、2017年分月全社会用电量及其增速 分省份看，1-7月份，全国各省份全社会用电量均实现正增长。其中全社会用电量增速高于全国平均水平（6.3%）的省份有14个，依次为：西藏（20.8%）、宁夏（13.2%）、陕西（12.8%）、新疆（11.6%）、山西（11.3%）、贵州（11.2%）、内蒙古（10.3%）、云南（9.1%）、江西（9.0%）、甘肃（8.9%）、安徽（8.5%）、青海（8.4%）、浙江（7.2%）和山东（7.1%）。 7月份，全国全社会用电量6072亿千瓦时，同比增长9.9%。分产业看，第一产业用电量145亿千瓦时，同比增长9.8%；第二产业用电量4363亿千瓦时，同比增长9.7%；第三产业用电量840亿千瓦时，同比增长13.1%；城乡居民生活用电量724亿千瓦时，同比增长7.6%。 分省份看，7月份，除海南（-2.0%）外其他省份全社会用电量均实现正增长。全社会用电量增速超过全国平均水平（9.9%）的省份有17个。其中，增速超过20%的省份为陕西（23.0%）。 二、工业用电较快增长，轻、重工业用电增速同比提高 1-7月份，全国工业用电量24884亿千瓦时，同比增长6.7%，增速比上年同期提高5.1个百分点，占全社会用电量的比重为69.9%，对全社会用电量增长的贡献率为67.8%。其中，轻工业用电量为4199亿千瓦时，同比增长6.9%，增速比上年同期提高3.0个百分点；重工业用电量为20685亿千瓦时，同比增长6.6%，增速比上年同期提高5.5个百分点。 7月份，全国工业用电量4294亿千瓦时，同比增长9.7%，占全社会用电量的比重为70.7%。其中，轻工业用电量707亿千瓦时，同比增长9.7%，占全社会用电量的比重为11.6%；重工业用电量3586亿千瓦时，同比增长9.7%，占全社会用电量的比重为59.1%。 图2 2015年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-7月份，全国制造业用电量18467亿千瓦时，同比增长6.9%，增速比上年同期提高6.4个百分点。7月份，全国制造业用电量2937亿千瓦时，同比增长7.1%；制造业日均用电量94.7亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加6.1亿千瓦时/天和降低0.7亿千瓦时/天。 图3 2016、2017年以来分月制造业日均用电量 三、四大高载能行业用电均实现正增长，合计用电增速低于工业 1-7月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计10381亿千瓦时，同比增长6.0%，增速比上年同期提高8.7个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为29.2%，对全社会用电量增长的贡献率为25.5%。其中，化工行业用电量2554亿千瓦时，同比增长3.5%，增速比上年同期提高0.1个百分点；建材行业用电量1807亿千瓦时，同比增长4.0%，增速比上年同期提高3.9个百分点；黑色金属冶炼行业用电量2774亿千瓦时，同比增长2.4%，增速比上年同期提高11.0个百分点；有色金属冶炼行业3246亿千瓦时，同比增长12.7%，增速比上年同期提高16.1个百分点。 7月份，四大高载能行业用电量合计1579亿千瓦时，同比增长4.6%，增速比上年同期提高4.0个百分点，占全社会用电量的比重为26.0%。其中，化工行业用电量384亿千瓦时，同比增长5.7%，增速比上年同期提高4.8个百分点；建材行业用电量305亿千瓦时，同比增长5.9%，增速比上年同期提高0.7个百分点；黑色金属行业用电量418亿千瓦时，同比增长1.3%，增速比上年同期提高5.9个百分点；有色金属冶炼行业473亿千瓦时，同比增长5.9%，增速比上年同期提高3.5个百分点。 图4 2016、2017年重点行业分月用电量情况 四、发电装机增速较上年回落，水电当月发电量正增长 截至7月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.5亿千瓦，同比增长7.2%，增速比上年同期回落4.2个百分点。其中，水电2.9亿千瓦、火电10.7亿千瓦、核电3473万千瓦、并网风电1.6亿千瓦。1-7月份，全国规模以上电厂发电量35698亿千瓦时，同比增长6.8%，增速比上年同期提高4.8个百分点。 1-7月份，全国规模以上电厂水电发电量5857亿千瓦时，同比下降3.4％，增速比上年同期回落16.6个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（1537亿千瓦时）、云南（1149亿千瓦时）和湖北（789亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的59.3%，同比分别增长7.9%、16.6%和-9.0%。 1-7月份，全国规模以上电厂火电发电量26581亿千瓦时，同比增长7.8％，增速比上年同期提高9.7个百分点。分省份看，全国除海南（-14.4%）、北京（-7.0%）和云南（-0.5%）外，其他省份火电发电量均实现正增长。其中，增速超过20%的省份有宁夏（27.1%）、湖南（26.7%）、广西（21.0%）和青海（20.6%）；增速超过10%的省份有湖北（17.5%）、江西（17.1%）、贵州（14.6%）、广东（12.3%）、西藏（11.5%）、重庆（11.2%）和天津（10.2%）。 1-7月份，全国核电发电量1385亿千瓦时，同比增长19.1%，增速比上年同期回落5.4个百分点。 1-7月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1704亿千瓦时，同比增长22.4%，增速比上年同期回落3.7个百分点。 五、发电设备利用小时与上年基本持平，水电利用小时同比降低 1-7月份，全国发电设备累计平均利用小时2148小时，比上年同期降低1小时。 图5 2005年以来历年1-7月份利用小时情况 分类型看，1-7月份，全国水电设备平均利用小时为1920小时，比上年同期降低159小时。在水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，除云南同比增加302小时外，其余省份水电设备平均利用小时同比均有不同程度降低，其中广西和贵州降幅超过600小时，同比分别降低667和650小时，湖南和湖北同比分别降低477和235小时；全国火电设备平均利用小时为2402小时，比上年同期增加66小时。分省份看，全国共有11个省份火电设备利用小时超过全国平均水平，其中江苏、河北、山东和宁夏超过2800小时，西藏和云南分别仅为63和743小时。与上年同期相比，全国共有24个省份火电利用小时数同比增加，其中，湖南、江西、湖北、陕西和宁夏增加超过200小时，福建、广东、青海、浙江、贵州和河北增加超过100小时，而海南、北京和重庆同比降低超过100小时，同比分别降低412、167和117小时；全国核电设备平均利用小时4085小时，比上年同期增加103小时；全国风电设备平均利用小时1118小时，比上年同期增加79小时。 图6 1-7月份风电装机较多省份风电装机容量和设备利用小时 六、全国跨区、跨省送出电量同比增长 1-7月份，全国跨区送电完成2175亿千瓦时，同比增长8.4%。其中，华北送华中（特高压）23亿千瓦时，同比下降27.7%；华北送华东109亿千瓦时，同比增长18.5%；东北送华北125亿千瓦时，同比下降2.4%；华中送华东181亿千瓦时，同比下降15.1%；华中送南方134亿千瓦时，同比下降3.0%；西北送华北和华中合计578亿千瓦时，同比增长10.9%；西南送华东509亿千瓦时，同比增长0.8%。 1-7月份，全国各省送出电量合计5998亿千瓦时，同比增长9.3%。其中，内蒙古送出电量855亿千瓦时，同比增长8.0%；云南送出电量730亿千瓦时，同比增长22.3%；四川送出电量660亿千瓦时，同比增长6.3%；山西送出电量495亿千瓦时，同比增长13.7%；湖北送出电量445亿千瓦时，同比下降9.1%；贵州送出电量333亿千瓦时，同比下降25.9%；安徽送出电量314亿千瓦时，同比增长9.9%；宁夏送出电量283亿千瓦时，同比增长54.8%；新疆送出电量258亿千瓦时，同比增长28.4%；河北送出电量251亿千瓦时，同比增长8.8%；陕西送出电量221亿千瓦时，同比增长15.0%；甘肃送出电量189亿千瓦时，同比增长38.3%；辽宁送出电量175亿千瓦时，同比增长0.8%。 7月份，全国跨区送电完成496亿千瓦时，同比增长14.0%。其中，华北送华东33亿千瓦时，同比增长117.2%；东北送华北20亿千瓦时，同比下降0.1%；华中送华东55亿千瓦时，同比下降11.6%；华中送南方27亿千瓦时，同比下降7.5%；西北送华北和华中合计94亿千瓦时，同比增长14.8%；西南送华东158亿千瓦时，同比增长4.6%。 7月份，全国各省送出电量合计1194亿千瓦时，同比增长13.5%。其中，四川送出电量205亿千瓦时，同比增长13.6%；云南送出电量158亿千瓦时，同比下降0.9%；内蒙古送出电量144亿千瓦时，同比增长11.0%；湖北送出电量107亿千瓦时，同比下降13.9%；山西送出电量102亿千瓦时，同比增长29.5%；贵州送出电量77亿千瓦时，同比下降4.1%；安徽送出电量57亿千瓦时，同比增长38.0%；宁夏送出电量50亿千瓦时，同比增长77.9%；河北送出电量36亿千瓦时，同比增长60.2%；新疆送出电量35亿千瓦时，同比增长28.1%；陕西送出电量31亿千瓦时，同比增长0.9%；甘肃送出电量26亿千瓦时，同比增长65.8%。 七、新增火电装机同比降低，新增太阳能发电装机同比大幅提高 1-7月份，全国基建新增发电生产能力6884万千瓦，比上年同期多投产409万千瓦。其中，水电669万千瓦、火电1884万千瓦、核电109万千瓦、风电730万千瓦、太阳能发电3492万千瓦。水电、风电和太阳能发电分别比上年同期多投产148、49和1366万千瓦，火电和核电分别比上年同期少投产931和223万千瓦。 八、电源完成投资同比下降，电网完成投资同比增长 1-7月份，全国主要发电企业电源工程完成投资1255亿元，同比下降13.7%。其中，水电254亿元，同比下降4.6%；火电374亿元，同比下降19.3%；核电215亿元，同比下降16.2%；风电255亿元，同比下降18.3%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的70.2%，比上年同期提高2.1个百分点。 1-7月份，全国电网工程完成投资2813亿元，同比增长9.9%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-6月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量增速同比提高，二产用电量继续较快增长；工业用电量累计增速同比提高，制造业日均用电量再创历史新高；高载能行业用电增速同比提高，钢铁行业月度用电量连续三个月负增长；水电发电量同比持续负增长，火电发电量快速增长；水电利用小时大幅降低，其他类型发电设备利用小时同比增加；全国跨区、跨省送出电量同比增长；新增发电能力同比减少，太阳能发电占比接近一半。 一、全社会用电量增速同比提高，二产用电量继续较快增长 1-6月份，全国全社会用电量29508亿千瓦时，同比增长6.3%,增速比上年同期提高3.7个百分点。 分产业看，1-6月份，第一产业用电量509亿千瓦时，同比增长7.2%，占全社会用电量的比重为1.7%；第二产业用电量20954亿千瓦时，同比增长6.1%，增速比上年同期提高5.6个百分点,占全社会用电量的比重为71.0%，对全社会用电量增长的贡献率为68.7%；第三产业用电量4054亿千瓦时，同比增长9.3%，增速比上年同期提高0.1个百分点，占全社会用电量的比重为13.7%，对全社会用电量增长的贡献率为19.6%；城乡居民生活用电量3990亿千瓦时，同比增长4.5%，增速比上年同期回落3.2个百分点,占全社会用电量的比重为13.5%，对全社会用电量增长的贡献率为9.8%。 图1 2016、2017年分月全社会用电量及其增速 分省份看，1-6月份，全国各省份全社会用电量均实现正增长，其中全社会用电量增速高于全国平均水平（6.3%）的省份有14个，依次为：西藏（21.9%）、宁夏（13.1%）、新疆（11.7%）、贵州（11.1%）、陕西（10.8%）、山西（10.3%）、内蒙古（10.2%）、甘肃（9.0%）、青海（8.6%）、云南（8.5%）、山东（7.8%）、江西（7.2%）、安徽（6.6%）、和浙江（6.5%）。 6月份，全国全社会用电量5244亿千瓦时，同比增长6.5%。分产业看，第一产业用电量120亿千瓦时，同比增长11.0%；第二产业用电量3823亿千瓦时，同比增长5.4%；第三产业用电量702亿千瓦时，同比增长11.1%；城乡居民生活用电量600亿千瓦时，同比增长7.4%。 分省份看，6月份，除福建（-1.9%）、湖南（-1.6%）和江西（-0.2%），其他省份全社会用电量均实现正增长。全社会用电量增速超过全国平均水平（6.5%）的省份有18个，其中增速超过10%的省份有：西藏（16.4%）、宁夏（10.9%）、贵州（10.5%）、内蒙古（10.3%）和安徽（10.0%）。 二、工业用电量累计增速同比提高，制造业日均用电量再创历史新高 1-6月份，全国工业用电量20590亿千瓦时，同比增长6.1%，增速比上年同期提高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67.3%。其中，轻工业用电量为3493亿千瓦时，同比增长6.4%，增速比上年同期提高3.1个百分点；重工业用电量为17097亿千瓦时，同比增长6.0%，增速比上年同期提高6.1个百分点。 6月份，全国工业用电量3760亿千瓦时，同比增长5.4%，占全社会用电量的比重为71.7%。其中，轻工业用电量669亿千瓦时，同比增长7.7%，占全社会用电量的比重为12.8%；重工业用电量3091亿千瓦时，同比增长4.9%，占全社会用电量的比重为58.9%。 图2 2015年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-6月份，全国制造业用电量15534亿千瓦时，同比增长7.0%，增速比上年同期提高7.3个百分点。6月份，全国制造业用电量2862亿千瓦时，同比增长6.4%；制造业日均用电量95.4亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加5.5亿千瓦时/天和8.0亿千瓦时/天。 图3 2016、2017年以来分月制造业日均用电量 三、高载能行业用电增速同比提高，钢铁行业月度用电量连续三个月负增长 1-6月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计8802亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高9.6个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为29.8%，对全社会用电量增长的贡献率为29.7%。其中，化工行业用电量2170亿千瓦时，同比增长3.2%，增速比上年同期回落0.4个百分点；建材行业用电量1503亿千瓦时，同比增长3.6%，增速比上年同期提高4.4个百分点；黑色金属冶炼行业用电量2356亿千瓦时，同比增长2.7%，增速比上年同期提高12.1个百分点；有色金属冶炼行业2774亿千瓦时，同比增长13.9%，增速比上年同期提高18.3个百分点。 6月份，四大高载能行业用电量合计1586亿千瓦时，同比增长4.3%，增速比上年同期提高6.2个百分点，占全社会用电量的比重为30.2%。其中，化工行业用电量374亿千瓦时，同比增长2.2%，增速比上年同期提高2.0个百分点；建材行业用电量312亿千瓦时，同比增长4.6%，增速比上年同期提高2.6个百分点；黑色金属行业用电量404亿千瓦时，同比下降4.1%，增速比上年同期提高1.1个百分点；有色金属冶炼行业495亿千瓦时，同比增长14.1%，增速比上年同期提高17.0个百分点。 图4 2016、2017年重点行业分月用电量情况 四、水电发电量同比持续负增长，火电发电量快速增长 截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.3亿千瓦，同比增长6.9%，增速比上年同期回落4.4个百分点。其中，水电2.9亿千瓦、火电10.6亿千瓦、核电3473万千瓦、并网风电1.5亿千瓦。1-6月份，全国规模以上电厂发电量29598亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高5.3个百分点。 1-6月份，全国规模以上电厂水电发电量4613亿千瓦时，同比下降4.2％，增速比上年同期回落17.6个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（1194亿千瓦时）、云南（914亿千瓦时）和湖北（618亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的59.1%，同比分别增长6.5%、20.4%和-6.1%。 1-6月份，全国规模以上电厂火电发电量22215亿千瓦时，同比增长7.1％，增速比上年同期提高10.2个百分点。分省份看,全国除海南（-13.4%）、北京（-6.8%）、云南（-1.9%）和上海（-0.5%）外，其他省份火电发电量均实现正增长。其中，增速超过20%的省份有湖南（26.5%）、广西（24.4%）、宁夏（24.2%）和青海（21.5%），增速超过10%的省份有贵州（18.2%）、江西（18.0%）、广东（15.1%）、西藏（14.4%）、湖北（11.8%）、福建（11.3%）和天津（10.8%）。 1-6月份，全国核电发电量1154亿千瓦时，同比增长19.6%，增速比上年同期回落5.3个百分点。 1-6月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1490亿千瓦时，同比增长21.0%，增速比上年同期回落3.4个百分点。 五、水电利用小时大幅降低，其他类型发电设备利用小时同比增加 1-6月份，全国发电设备累计平均利用小时1790小时，比上年同期降低7小时。 图5 2005年以来历年1-6月份利用小时情况 分类型看，1-6月份，全国水电设备平均利用小时为1514小时，比上年同期降低144小时；在水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，除云南同比增加288小时外，其余省份水电设备平均利用小时同比均有不同程度降低，其中贵州和广西同比分别降低718和632小时，湖南和湖北同比分别降低389和127小时。全国火电设备平均利用小时为2010小时，比上年同期增加46小时；分省份看，全国共有12个省份火电设备利用小时超过全国平均水平，其中江苏、河北、山东和宁夏超过2400小时，云南、西藏分别仅为652和60小时；与上年同期相比，全国共有21个省份火电利用小时数同比增加，湖南和江西增加超过200小时，福建、广东、宁夏、陕西、贵州、浙江和青海增加超过100小时，而海南、北京和重庆同比分别降低323、136和127小时。全国核电设备平均利用小时3406小时，比上年同期增加59小时。全国风电设备平均利用小时984小时，比上年同期增加67小时。 图6 1-6月份风电装机较多省份风电装机容量和设备利用小时 六、全国跨区、跨省送出电量同比增长 1-6月份，全国跨区送电完成1680亿千瓦时，同比增长6.9%。其中，华北送华中（特高压）23亿千瓦时，同比下降27.7%；华北送华东76亿千瓦时，同比下降0.8%；东北送华北105亿千瓦时，同比下降2.9%；华中送华东126亿千瓦时，同比下降16.6%；华中送南方107亿千瓦时，同比下降1.8%；西北送华北和华中合计484亿千瓦时，同比增长10.2%；西南送华东351亿千瓦时，同比下降0.8%。 1-6月份，全国各省送出电量合计4804亿千瓦时，同比增长8.3%。其中，内蒙古送出电量711亿千瓦时，同比增长7.5%；云南送出电量572亿千瓦时，同比增长30.8%；四川送出电量455亿千瓦时，同比增长3.3%；山西送出电量392亿千瓦时，同比增长10.2%；湖北送出电量338亿千瓦时，同比下降7.4%；安徽送出电量256亿千瓦时，同比增长5.1%；贵州送出电量256亿千瓦时，同比下降30.6%；宁夏送出电量233亿千瓦时，同比增长50.6%；新疆送出电量222亿千瓦时，同比增长28.5%；河北送出电量216亿千瓦时，同比增长3.3%；陕西送出电量190亿千瓦时，同比增长17.7%；甘肃送出电量163亿千瓦时，同比增长34.7%。 6月份，全国跨区送电完成373亿千瓦时，同比增长2.8%。其中，华北送华东14亿千瓦时，同比增长10.5%；东北送华北16亿千瓦时，同比增长6.1%；华中送华东39亿千瓦时，同比下降9.8%；华中送南方26亿千瓦时，同比增长6.1%；西北送华北和华中合计85亿千瓦时，同比增长11.1%；西南送华东111亿千瓦时，同比下降7.5%。 6月份，全国各省送出电量合计961亿千瓦时，同比增长7.2%。其中，四川送出电量147亿千瓦时，同比下降0.1%；云南送出电量129亿千瓦时，同比增长12.5%；内蒙古送出电量122亿千瓦时，同比增长0.4%；湖北送出电量88亿千瓦时，同比下降6.1%；山西送出电量76亿千瓦时，同比增长8.4%；贵州送出电量56亿千瓦时，同比下降21.2%；宁夏送出电量43亿千瓦时，同比增长65.2%；安徽送出电量40亿千瓦时，同比增长47.4%；新疆送出电量33亿千瓦时，同比增长28.6%；河北送出电量32亿千瓦时，同比下降0.8%；陕西送出电量30亿千瓦时，同比增长2.5%；甘肃送出电量23亿千瓦时，同比增长25.8%。 七、新增发电能力同比减少，太阳能发电占比接近一半 1-6月份，全国基建新增发电生产能力5056万千瓦，比上年同期少投产643万千瓦。其中：水电564万千瓦、火电1421万千瓦、核电109万千瓦、风电601万千瓦、太阳能发电2362万千瓦。水电、风电和太阳能发电分别比上年同期多投产126、27和602万千瓦，火电和核电分别比上年同期少投产1290和109万千瓦。 八、电源完成投资同比下降，电网完成投资同比增长 1-6月份，全国主要发电企业电源工程完成投资1046亿元，比上年同期下降13.5%。在电源完成投资中：水电214亿元，同比下降5.5%；火电313亿元，同比下降17.4%；核电183亿元，同比下降16.0%；风电206亿元，同比下降15.6%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的70.1%，比上年同期提高1.4个百分点。 1-6月份，全国电网工程完成投资2398亿元，同比增长10.0%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-5月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量累计增速同比提高，各省份累计用电量均实现正增长；工业和制造业用电量累计增速同比提高，当月用电增速连续三个月回落；高载能行业用电增速同比提高，建材和钢铁行业当月用电量负增长；发电装机容量增速放缓，水电发电量同比继续负增长；发电设备利用小时同比微降，水电利用小时同比大幅降低；全国跨区、跨省送出电量同比增长；火电新增规模同比减少。 一、全社会用电量累计增速同比提高，各省份累计用电量均实现正增长 1-5月份，全国全社会用电量24263亿千瓦时，同比增长6.4%,增速比上年同期提高3.6个百分点。 分产业看，1-5月份，第一产业用电量390亿千瓦时，同比增长6.1%，占全社会用电量的比重为1.6%；第二产业用电量17129亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高6.0个百分点,占全社会用电量的比重为70.6%，对全社会用电量增长的贡献率为70.3%；第三产业用电量3353亿千瓦时，同比增长9.0%，增速比上年同期回落0.6个百分点，占全社会用电量的比重为13.8%，对全社会用电量增长的贡献率为19.0%；城乡居民生活用电量3392亿千瓦时，同比增长4.1%，增速比上年同期回落4.2个百分点,占全社会用电量的比重为14.0%，对全社会用电量增长的贡献率为9.1%。 图1: 2015年以来分月全社会用电量及其增速 分省份看，1-5月份，全国各省份全社会用电量均实现正增长，其中全社会用电量增速高于全国平均水平（6.4%）的省份有13个，依次为：西藏（23.0%）、宁夏（13.6%）、新疆（12.2%）、内蒙古（11.3%）、陕西（11.3%）、贵州（11.2%）、山西（10.5%）、青海（10.1%）、甘肃（9.2%）、江西（8.8%）、云南（8.1%）、山东（7.7%）和浙江（6.7%）。 5月份，全国全社会用电量4968亿千瓦时，同比增长5.1%。分产业看，第一产业用电量101亿千瓦时，同比增长4.4%；第二产业用电量3660亿千瓦时，同比增长3.9%；第三产业用电量620亿千瓦时，同比增长10.7%；城乡居民生活用电量586亿千瓦时，同比增长7.0%。 分省份看，5月份，除辽宁（-3.4%）和福建（-1.7%），其他省份全社会用电量均实现正增长。全社会用电量增速超过全国平均水平（5.1%）的省份有16个，其中增速超过10%的省份有：西藏（23.0%）、宁夏（13.9%）和陕西（12.0%）。 二、工业和制造业用电量累计增速同比提高，当月用电增速连续三个月回落 1-5月份，全国工业用电量16827亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高6.0个百分点，占全社会用电量的比重为69.4%，对全社会用电量增长的贡献率为69%。其中，轻工业用电量为2826亿千瓦时，同比增长6.1%，增速比上年同期提高2.7个百分点；重工业用电量为14001亿千瓦时，同比增长6.4%，增速比上年同期提高6.6个百分点。 5月份，全国工业用电量3600亿千瓦时，同比增长3.8%，占全社会用电量的比重为72.5%。其中，轻工业用电量622亿千瓦时，同比增长4.7%，占全社会用电量的比重为12.5%；重工业用电量2978亿千瓦时，同比增长3.6%，占全社会用电量的比重为60.0%。 图2: 2015年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-5月份，全国制造业用电量12676亿千瓦时，同比增长7.2%，增速比上年同期提高7.7个百分点。5月份，全国制造业用电量2709亿千瓦时，同比增长3.3%；制造业日均用电量87.4亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加2.6亿千瓦时/天和减少3.2亿千瓦时/天。 图3: 2015年以来分月制造业日均用电量 三、高载能行业用电增速同比提高，建材和钢铁行业当月用电量负增长 1-5月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计7216亿千瓦时，同比增长6.9%，增速比上年同期提高10.5个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为29.7%，对全社会用电量增长的贡献率为32.0%。其中，化工行业用电量1795亿千瓦时，同比增长3.3%，增速比上年同期回落1.1个百分点；建材行业用电量1191亿千瓦时，同比增长3.3%，增速比上年同期提高4.8个百分点；黑色金属冶炼行业用电量1952亿千瓦时，同比增长4.2%，增速比上年同期提高14.4个百分点；有色金属冶炼行业2279亿千瓦时，同比增长14.5%，增速比上年同期提高19.5个百分点。 5月份，四大高载能行业用电量合计1520亿千瓦时，同比增长1.1%，增速比上年同期提高2.0个百分点，占全社会用电量的比重为30.6%。其中，化工行业用电量364亿千瓦时，同比增长1.2%，增速比上年同期回落4.5个百分点；建材行业用电量293亿千瓦时，同比下降0.7%，增速比上年同期回落1.5个百分点；黑色金属行业用电量385亿千瓦时，同比下降8.2%，增速比上年同期回落3.4个百分点；有色金属冶炼行业477亿千瓦时，同比增长11.3%，增速比上年同期提高14.8个百分点。 图4: 2015年以来分月重点行业用电量情况 四、发电装机容量增速放缓，水电发电量同比继续负增长 截至5月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.2亿千瓦，同比增长7.3%，增速比上年同期回落4.2个百分点。其中，水电2.9亿千瓦、火电10.6亿千瓦、核电3473万千瓦、并网风电1.5亿千瓦。1-5月份，全国规模以上电厂发电量24368亿千瓦时，同比增长6.4%，增速比上年同期提高5.5个百分点。 1-5月份，全国规模以上电厂水电发电量3570亿千瓦时，同比下降4.8％，增速比上年同期回落21.5个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（920亿千瓦时）、云南（724亿千瓦时）和湖北（471亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的59.3%，同比分别增长7.4%、22.8%和-5.8%。 1-5月份，全国规模以上电厂火电发电量18497亿千瓦时，同比增长7.2％，增速比上年同期提高10.8个百分点。分省份看,全国除海南（-12.3%）、北京（-7.4%）、云南（-4.6%）、上海（-1.7%）和辽宁（-1.2%）火电发电量负增长，其他省份火电发电量均实现正增长，其中，增速超过20%的省份有湖南（29.8%）、青海（27.6%）、广西（26.4%）、宁夏（24.2%）和江西（21.3%），增速超过10%的省份有贵州（18.0%）、广东（17.0%）、西藏（15.1%）和福建（14.1%）。 1-5月份，全国核电发电量955亿千瓦时，同比增长21.6%，增速比上年同期回落6.3个百分点。 1-5月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1286亿千瓦时，同比增长21.2%，增速比上年同期回落5.2个百分点。 五、发电设备利用小时同比微降，水电利用小时同比大幅降低 1-5月份，全国发电设备累计平均利用小时1479小时，同比降低5小时。 图5: 2005年以来历年1-5月份利用小时情况 分类型看，1-5月份，全国水电设备平均利用小时为1161小时，同比降低134小时；在水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，除云南外，其余省份水电设备平均利用小时同比均有不同程度降低，其中贵州、广西和湖南降幅超过300小时，同比分别降低605、534和388小时。全国火电设备平均利用小时为1677小时，同比增加42小时；分省份看，全国共有10个省份火电利用小时数超过全国平均水平，其中，江苏、河北和山东火电设备平均利用小时数超过2000小时，而云南和西藏火电利用小时数分别为543和54小时；与上年同期相比，全国共有20个省份火电利用小时数同比增加，其中湖南和江西同比增加超过200小时，福建、广东、陕西、青海、浙江、宁夏和贵州同比增加超过100小时；而海南、北京和重庆同比降低超过100小时，分别降低239、132和105小时。全国核电设备平均利用小时2816小时，同比增加62小时。全国风电设备平均利用小时852小时，同比增加59小时。 图6：1-5月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨区、跨省送出电量同比增长 1-5月份，全国跨区送电完成1306亿千瓦时，同比增长9.7%。其中，华北送华中（特高压）23亿千瓦时，同比下降27.7%；华北送华东63亿千瓦时，同比下降3.0%；东北送华北89亿千瓦时，同比增长19.0%；华中送华东86亿千瓦时，同比下降19.4%；华中送南方81亿千瓦时，同比下降4.0%；西北送华北和华中合计399亿千瓦时，同比增长10.0%；西南送华东240亿千瓦时，同比增长2.7%。 1-5月份，全国各省送出电量合计3843亿千瓦时，同比增长8.6%。其中，内蒙古送出电量589亿千瓦时，同比增长9.1%；云南送出电量443亿千瓦时，同比增长37.5%；山西送出电量316亿千瓦时，同比增长10.6%；四川送出电量308亿千瓦时，同比增长5.0%；湖北送出电量250亿千瓦时，同比下降7.9%；安徽送出电量216亿千瓦时，同比下降0.2%；贵州送出电量200亿千瓦时，同比下降32.8%；宁夏送出电量190亿千瓦时，同比增长47.6%；新疆送出电量189亿千瓦时，同比增长28.4%；河北送出电量184亿千瓦时，同比增长4.1%；陕西送出电量160亿千瓦时，同比增长21.1%。 5月份，全国跨区送电完成298亿千瓦时，同比增长14.1%。其中，华北送华东14亿千瓦时，同比增长25.6%；东北送华北17亿千瓦时，同比增长626.2%；华中送华东31亿千瓦时，同比下降13.6%；华中送南方23亿千瓦时，同比下降2.9%；西北送华北和华中合计84亿千瓦时，同比增长17.3%；西南送华东61亿千瓦时，同比下降13.1%。 5月份，全国各省送出电量合计864亿千瓦时，同比增长10.1%。其中，内蒙古送出电量136亿千瓦时，同比增长9.0%；山西送出电量73亿千瓦时，同比增长28.8%；四川送出电量73亿千瓦时，同比下降11.5%；湖北送出电量71亿千瓦时，同比下降7.5%；贵州送出电量60亿千瓦时，同比下降12.1%；宁夏送出电量47亿千瓦时，同比增长66.6%；安徽送出电量41亿千瓦时，同比增长23.2%；新疆送出电量39亿千瓦时，同比增长58.3%；河北送出电量38亿千瓦时，同比下降2.6%。 七、火电新增规模同比减少 1-5月份，全国基建新增发电生产能力3575万千瓦，比上年同期少投产627万千瓦。其中：水电446万千瓦、火电1330万千瓦、核电109万千瓦，风电522万千瓦，水电和风电分别比上年同期多投产125和74万千瓦，火电和核电分别比上年同期少投产1095和109万千瓦。 八、火电完成投资同比下降，电网完成投资同比增长 1-5月份，全国主要发电企业电源工程完成投资767亿元，同比下降15.1%。其中，水电168亿元，同比下降5.8%；火电262亿元，同比下降4.3%；核电126亿元，同比下降25.1%；风电142亿元，同比下降25.5%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的65.9%，比上年同期回落3.8个百分点。 1-5月份，全国电网工程完成投资1794亿元，同比增长9.5%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-4月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量增速同比提高，当月增速较上月回落；工业和制造业用电量累计增速同比提高；有色用电量保持较快增长，钢铁用电量同比增速较上月回落；水电发电量同比下降, 火电发电量同比增长；发电设备利用小时与上年持平，水电利用小时同比下降；全国跨区、跨省送出电量同比增长，华中送出电量同比下降；新增发电生产能力同比减少。 一、全社会用电量累计增速同比提高，当月增速较上月回落 1-4月份，全国全社会用电量19309亿千瓦时，同比增长6.7%,增速比上年同期提高3.8个百分点。 分产业看，1-4月份，第一产业用电量289亿千瓦时，同比增长6.7%，占全社会用电量的比重为1.5%；第二产业用电量13481亿千瓦时，同比增长6.9%，增速比上年同期提高6.7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71.9%；第三产业用电量2733亿千瓦时，同比增长8.9%，增速比上年同期回落1.1个百分点，占全社会用电量的比重为14.2%，对全社会用电量增长的贡献率为18.5%；城乡居民生活用电量2806亿千瓦时，同比增长3.6%，增速比上年同期回落5.9个百分点，占全社会用电量的比重为14.5%，对全社会用电量增长的贡献率为8.1%。 图1: 2015年以来分月全社会用电量及其增速 分省份看，1-4月份，全国各省份全社会用电量均实现正增长，其中全社会用电量增速高于全国平均水平（6.7%）的省份有13个，依次为：西藏（23.1%）、宁夏（13.6%）、新疆（12.9%）、贵州（12.5%）、山西（12.4%）、内蒙古（11.9%）、青海（11.8%）、陕西（11.1%）、甘肃（9.0%）、江西（8.6%）、山东（8.5%）、云南（8.0%）和福建（6.9%）。 4月份，全国全社会用电量4847亿千瓦时，同比增长6.0%。分产业看，第一产业用电量85亿千瓦时，同比下降1.1%；第二产业用电量3484亿千瓦时，同比增长5.0%；第三产业用电量641亿千瓦时，同比增长12.7%；城乡居民生活用电量637亿千瓦时，同比增长6.5%。 分省份看，4月份，除北京（-1.0%）全社会用电量负增长外，其他省份均实现正增长。全社会用电量增速超过全国平均水平（6.0%）的省份有15个，其中增速超过10%的省份有：西藏（25.6%）、贵州（18.6%）、山西（16.4%）、青海（13.5%）、内蒙古（11.6%）、云南（10.8%）、新疆（10.2%）和甘肃（10.0%）。 二、工业和制造业用电量累计增速同比提高 1-4月份，全国工业用电量13240亿千瓦时，同比增长6.9%，增速比上年同期提高6.7个百分点，占全社会用电量的比重为68.6%，对全社会用电量增长的贡献率为70.7%。其中，轻工业用电量为2209亿千瓦时，同比增长6.5%，增速比上年同期提高2.9个百分点；重工业用电量为11031亿千瓦时，同比增长7.0%，增速比上年同期提高7.4个百分点。 4月份，全国工业用电量3420亿千瓦时，同比增长4.8%，占全社会用电量的比重为70.6%。其中，轻工业用电量616亿千瓦时，同比增长6.1%，占全社会用电量的比重为12.7%；重工业用电量2804亿千瓦时，同比增长4.6%，占全社会用电量的比重为57.8%。 图2: 2015年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-4月份，全国制造业用电量9978亿千瓦时，同比增长8.2%，增速比上年同期提高9.1个百分点。4月份，全国制造业用电量2717亿千瓦时，同比增长6.4%；制造业日均用电量90.6亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加5.3亿千瓦时/天和增加7.7亿千瓦时/天。 图3: 2015年以来分月制造业日均用电量 三、有色用电量保持较快增长，钢铁用电量同比增速较上月回落 1-4月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计5703亿千瓦时，同比增长8.3%，增速比上年同期提高12.8个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为29.5%，对全社会用电量增长的贡献率为36.3%。其中，化工行业用电量1431亿千瓦时，同比增长3.8%，增速与上年同期基本持平；建材行业用电量898亿千瓦时，同比增长4.3%，增速比上年同期提高6.5个百分点；黑色金属冶炼行业用电量1573亿千瓦时，同比增长7.5%，增速比上年同期提高19.1个百分点；有色金属冶炼行业1802亿千瓦时，同比增长15.4%，增速比上年同期提高20.7个百分点。 4月份，四大高载能行业用电量合计1535亿千瓦时，同比增长5.8%，增速比上年同期提高6.2个百分点，占全社会用电量的比重为31.7%。其中，化工行业用电量369亿千瓦时，同比增长3.9%，增速比上年同期回落1.9个百分点；建材行业用电量297亿千瓦时，同比增长5.1%，增速比上年同期提高0.7个百分点；黑色金属行业用电量403亿千瓦时，同比下降0.8%，增速比上年同期提高3.4个百分点；有色金属冶炼行业466亿千瓦时，同比增长14.4%，增速比上年同期提高19.3个百分点。 图4: 2015年以来分月重点行业用电量情况 四、水电发电量同比下降,火电发电量同比增长 截至4月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.1亿千瓦，同比增长7.6%，增速比上年同期回落4.3个百分点。其中，水电2.9亿千瓦、火电10.6亿千瓦、核电3473万千瓦、并网风电1.5亿千瓦。1-4月份，全国规模以上电厂发电量19382亿千瓦时，同比增长6.6%，增速比上年同期提高5.7个百分点。 1-4月份，全国规模以上电厂水电发电量2684亿千瓦时，同比下降4.5％，增速比上年同期回落20.0个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（716亿千瓦时）、云南（553亿千瓦时）和湖北（327亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的59.4%，同比分别增长8.8%、21.4%和-7.4%。 1-4月份，全国规模以上电厂火电发电量14903亿千瓦时，同比增长7.2％，增速比上年同期提高10.4个百分点。分省份看,全国24个省份火电发电量正增长，其中，增速超过20%的省份有湖南（34.6%）、青海（31.9%）、广西（28.1%）和广东（21.0%），北京（-9.2%）和海南（-8.6%）同比下降超过5%。 1-4月份，全国核电发电量750亿千瓦时，同比增长20.9%，增速比上年同期回落9.2个百分点。 1-4月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量997亿千瓦时，同比增长24.8%，增速比上年同期提高2.1个百分点。 五、发电设备利用小时与上年持平，水电利用小时同比下降 1-4月份，全国发电设备累计平均利用小时1179小时，与上年同期基本持平。 图5: 2005年以来历年1-4月份利用小时情况 分类型看，1-4月份，全国水电设备平均利用小时870小时，同比降低95小时；在水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，除云南外，其余省份水电设备平均利用小时同比均有不同程度降低，其中贵州和广西降幅超过400小时，同比分别降低467和421小时，湖南降幅超过200小时，同比降低234小时。全国火电设备平均利用小时为1357小时，同比增加35小时；分省份看，全国共有14个省份火电利用小时数高于全国平均水平，其中，江苏、河北、陕西和山东火电设备平均利用小时数超过1600小时，而云南和西藏火电利用小时数分别为419和46小时；与上年同期相比，全国共有19个省份火电利用小时数同比增加，其中湖南同比增加超过200小时，广东、江西、陕西、福建、青海和浙江同比增加超过100小时，而北京、重庆和海南同比降低超过100小时，分别降低146、145和129小时。全国核电设备平均利用小时2225小时，同比增加27小时。全国风电设备平均利用小时663小时，同比增加65小时。 图6：1-4月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨区、跨省送出电量同比增长，华中送出电量同比下降 1-4月份，全国跨区送电完成1009亿千瓦时，同比增长9.9%。其中，华北送华中（特高压）19亿千瓦时，同比下降31.9%；华北送华东49亿千瓦时，同比下降8.7%；东北送华北72亿千瓦时，同比下降0.3%；华中送华东56亿千瓦时，同比下降22.2%；华中送南方59亿千瓦时，同比下降4.5%；西北送华北和华中合计315亿千瓦时，同比增长8.2%；西南送华东179亿千瓦时，同比增长9.4%。 1-4月份，全国各省送出电量合计2979亿千瓦时，同比增长8.6%。其中，内蒙古送出电量454亿千瓦时，同比增长9.1%；云南送出电量332亿千瓦时，同比增长39.8%；山西送出电量243亿千瓦时，同比增长6.1%；四川送出电量235亿千瓦时，同比增长11.5%；湖北送出电量179亿千瓦时，同比下降8.1%；安徽送出电量175亿千瓦时，同比下降4.5%；新疆送出电量150亿千瓦时，同比增长22.5%；河北送出电量146亿千瓦时，同比增长6.0%；宁夏送出电量143亿千瓦时，同比增长42.3%；贵州送出电量140亿千瓦时，同比下降35.8%；陕西送出电量135亿千瓦时，同比增长26.9%；甘肃送出电量112亿千瓦时，同比增长31.6%。 4月份，全国跨区送电完成241亿千瓦时，同比增长2.3%。其中，华北送华东9亿千瓦时，同比下降39.8%；东北送华北15亿千瓦时，同比下降23.4%；华中送华东18亿千瓦时，同比下降19.2%；华中送南方19亿千瓦时，同比下降11.9%；西北送华北和华中合计77亿千瓦时，同比增长3.3%；西南送华东40亿千瓦时，同比增长18.5%。 4月份，全国各省送出电量合计766亿千瓦时，同比增长6.0%。其中，内蒙古送出电量131亿千瓦时，同比增长5.9%；云南送出电量83亿千瓦时，同比增长21.7%；山西送出电量66亿千瓦时，同比增长12.6%；湖北送出电量51亿千瓦时，同比下降11.1%；四川送出电量49亿千瓦时，同比增长17.8%；贵州送出电量46亿千瓦时，同比下降24.6%；河北送出电量39亿千瓦时，同比增长3.1%；宁夏送出电量37亿千瓦时，同比增长35.8%；安徽送出电量37亿千瓦时，同比下降10.8%；新疆送出电量34亿千瓦时，同比增长10.1%。 七、新增发电生产能力同比减少 1-4月份，全国基建新增发电生产能力2982万千瓦，比上年同期少投产570万千瓦。其中：水电376万千瓦、火电1169万千瓦、核电109万千瓦、风电441万千瓦，水电和风电分别比上年同期多投产172和90万千瓦，火电和核电分别比上年同期少投产1023和109万千瓦。 八、火电完成投资同比下降，电网完成投资同比增长 1-4月份，全国主要发电企业电源工程完成投资523亿元，同比下降21.2%。其中，水电完成投资134亿元，同比下降3.5%；火电完成投资153亿元，同比下降20.0%；核电完成投资101亿元，同比下降21.9%；风电完成投资91亿元，同比下降36.4%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的70.8%，比上年同期回落0.4个百分点。 1-4月份，全国电网工程完成投资1308亿元，同比增长4.7%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-3月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量同比增长，二产用电增速同比提高；轻重工业用电量均同比增长，制造业用电量增速同比提高；四大高载能行业用电量同比增长，化工用电量增速同比回落；发电装机容量增速同比回落, 火电发电量同比增长；火电和风电利用小时同比增加，水电和核电利用小时同比降低；全国跨区、跨省送出电量同比增长，华中送出电量同比下降；新增发电生产能力同比减少。 一、 全社会用电量同比增长，二产用电增速同比提高 1-3月份，全国全社会用电量14461亿千瓦时，同比增长6.9%,增速比上年同期提高3.7个百分点。 分产业看，1-3月份，第一产业用电量203亿千瓦时，同比增长10.1%，占全社会用电量的比重为1.4%；第二产业用电量9998亿千瓦时，同比增长7.6%，增速比上年同期提高7.4个百分点，占全社会用电量的比重为69.1%，对全社会用电量增长的贡献率为75.5%；第三产业用电量2092亿千瓦时，同比增长7.8%，增速比上年同期回落3.2个百分点，占全社会用电量的比重为14.5%，对全社会用电量增长的贡献率为16.2%；城乡居民生活用电量2168亿千瓦时，同比增长2.8%，增速比上年同期回落8.0个百分点，占全社会用电量的比重为15.0%，对全社会用电量增长的贡献率为6.4%。 图1: 2015年以来分月全社会用电量及其增速 分省份看，1-3月份，全国各省份全社会用电量均实现正增长，全社会用电量增速高于全国平均水平（6.9%）的省份有14个，依次为：西藏（22.2%）、宁夏（15.7%）、新疆（13.9%）、内蒙古（12.0%）、陕西（11.5%）、青海（11.2%）、山西（11.1%）、贵州（10.8%）、山东（9.7%）、福建（9.2%）、江西（8.9%）、甘肃（8.6%）、海南（7.5%）、云南（7.1%）。 3月份，全国全社会用电量5139亿千瓦时，同比增长7.9%。分产业看，第一产业用电量71亿千瓦时，同比增长6.7%；第二产业用电量3685亿千瓦时，同比增长9.1%；第三产业用电量670亿千瓦时，同比增长8.8%；城乡居民生活用电量713亿千瓦时，同比增长1.4%。 分省份看，3月份，除山东（-0.6%）全社会用电量负增长外，其他省份均实现正增长。全社会用电量增速超过全国平均水平（7.9%）的省份有17个，其中增速超过10%的省份有：西藏（20.1%）、新疆（19.1%）、山西（16.0%）、陕西（14.6%）、内蒙古（14.5%）、宁夏（14.0%）、海南（13.3%）、河南（12.2%）、甘肃（11.7%）、贵州（11.5%）、云南（10.8%）、湖南（10.7%）。 二、轻重工业用电量均同比增长，制造业用电量增速同比提高 1-3月份，全国工业用电量9821亿千瓦时，同比增长7.7%，增速比上年同期提高7.5个百分点，占全社会用电量的比重为67.9%，对全社会用电量增长的贡献率为74.8%。其中，轻工业用电量为1593亿千瓦时，同比增长6.7%，增速比上年同期提高2.3个百分点；重工业用电量为8229亿千瓦时，同比增长7.9%，增速比上年同期提高8.5个百分点。 3月份，全国工业用电量3627亿千瓦时，同比增长8.9%，占全社会用电量的比重为70.6%。其中，轻工业用电量579亿千瓦时，同比增长13.8%，占全社会用电量的比重为11.3%；重工业用电量3048亿千瓦时，同比增长8.0%，占全社会用电量的比重为59.3%。 图2: 2015年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-3月份，全国制造业用电量7264亿千瓦时，同比增长9.0%，增速比上年同期提高10.5个百分点。3月份，全国制造业用电量2568亿千瓦时，同比增长9.0%；制造业日均用电量82.9亿千瓦时/天，分别比上年同期和前两月增加6.8亿千瓦时/天和3.2亿千瓦时/天。 图3: 2015年以来分月制造业日均用电量 三、四大高载能行业用电量同比增长，化工用电量增速同比回落 1-3月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计4172亿千瓦时，同比增长9.4%，增速比上年同期提高15.2个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为28.8%，对全社会用电量增长的贡献率为38.6%。其中，化工行业用电量1061亿千瓦时，同比增长1.8%，增速比上年同期回落1.6个百分点；建材行业用电量600亿千瓦时，同比增长4.1%，增速比上年同期提高8.8个百分点；黑色金属冶炼行业用电量1175亿千瓦时，同比增长12.8%，增速比上年同期提高26.8个百分点；有色金属冶炼行业1335亿千瓦时，同比增长16.0%，增速比上年同期提高21.7个百分点。 3月份，四大高载能行业用电量合计1445亿千瓦时，同比增长5.2%，增速比上年同期提高2.3个百分点，占全社会用电量的比重为28.1%。其中，化工行业用电量364亿千瓦时，同比增长0.1%，增速比上年同期回落3.3个百分点；建材行业用电量226亿千瓦时，同比增长10.1%，增速比上年同期回落2.3个百分点；黑色金属行业用电量399亿千瓦时，同比增长7.6%，增速比上年同期提高13.2个百分点；有色金属冶炼行业455亿千瓦时，同比增长5.1%，增速比上年同期回落1.2个百分点。 图4: 2015年以来分月重点行业用电量情况 四、发电装机容量增速同比回落, 火电发电量同比增长 截至3月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.1亿千瓦，同比增长7.7%，增速比上年同期回落4.0个百分点。其中，水电2.9亿千瓦、火电10.6亿千瓦、核电3473万千瓦、并网风电1.5亿千瓦。1-3月份，全国规模以上电厂发电量14587亿千瓦时，同比增长6.7%，增速比上年同期提高4.9个百分点。 1-3月份，全国规模以上电厂水电发电量1938亿千瓦时，同比下降4.1％，增速比上年同期回落21.6个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（553亿千瓦时）、云南（414亿千瓦时）和湖北（216亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的61.0%，同比分别增长7.8%、21.8%和-6.1%。 1-3月份，全国规模以上电厂火电发电量11357亿千瓦时，同比增长7.4％，增速比上年同期提高9.6个百分点。分省份看，除北京（-9.4%）、海南（-2.9%）、河南（-2.4%）、上海（-0.4%）外，其他省份火电发电量均实现正增长，其中，增速超过20%的省份有：青海（37.2%）、西藏（35.3%）、湖南（33.4%）、广西（29.1%）、广东（22.2%），增速超过10%的省份有：福建（16.9%）、江西（16.0%）、贵州（11.9%）、宁夏（10.6%）、四川（10.5%）、山东（10.3%）。 1-3月份，全国核电发电量548亿千瓦时，同比增长16.3%，增速比上年同期回落17.1个百分点。 1-3月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量703亿千瓦时，同比增长25.2%，增速比上年同期提高4.2个百分点。 五、火电和风电利用小时同比增加，水电和核电利用小时同比降低 1-3月份，全国发电设备累计平均利用小时888小时，同比增加2小时。 图5: 2005年以来历年1-3月份利用小时情况 分类型看，1-3月份，全国水电设备平均利用小时623小时，同比降低68小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，除云南外，其余省份水电设备平均利用小时同比均有不同程度降低，其中贵州和广西降幅超过300小时，同比分别降低342和334小时，湖南、青海、湖北和四川分别降低132、71、41和18小时。全国火电设备平均利用小时1037小时，同比增加31小时；分省份看，全国共有16个省份火电利用小时数超过全国平均水平，其中，河北、陕西、江苏、山东、江西、青海火电设备平均利用小时数超过1200小时，而云南和西藏火电利用小时数分别为301和37小时；与上年同期相比，全国共有22个省份火电利用小时数同比增加，其中湖南、广东、陕西、福建、江西同比增加超过100小时；而重庆和北京同比降低144和130小时。全国核电设备平均利用小时1631小时，同比降低14小时。全国风电设备平均利用小时468小时，同比增加46小时。 图 6：1-3月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨区、跨省送出电量同比增长，华中送出电量同比下降 1-3月份，全国跨区送电完成740亿千瓦时，同比增长12.6%。其中，华北送华中（特高压）16亿千瓦时，同比下降14.9%；华北送华东40亿千瓦时，同比增长2.9%；东北送华北57亿千瓦时，同比增长8.6%；华中送华东37亿千瓦时，同比下降23.7%；华中送南方40亿千瓦时，同比下降0.5%；西北送华北和华中合计238亿千瓦时，同比增长9.8%；西南送华东140亿千瓦时，同比增长7.0%。 1-3月份，全国各省送出电量合计2154亿千瓦时，同比增长9.3%。其中，内蒙古送出电量322亿千瓦时，同比增长10.4%；云南送出电量190亿千瓦时，同比增长60.8%；四川送出电量186亿千瓦时，同比增长10.0%；山西送出电量177亿千瓦时，同比增长3.9%；安徽送出电量139亿千瓦时，同比下降2.6%；湖北送出电量128亿千瓦时，同比下降6.9%；新疆送出电量117亿千瓦时，同比增长26.6%；河北送出电量107亿千瓦时，同比增长7.1%；陕西送出电量106亿千瓦时，同比增长31.7%；宁夏送出电量106亿千瓦时，同比增长44.7%。 3月份，全国跨区送电完成262亿千瓦时，同比增长11.0%。其中，华北送华东14亿千瓦时，同比下降9.4%；东北送华北19亿千瓦时，同比增长16.0%；华中送华东15亿千瓦时，同比下降7.9%；华中送南方15亿千瓦时，同比下降6.8%；西北送华北和华中合计88亿千瓦时，同比增长6.0%；西南送华东49亿千瓦时，同比增长5.2%。 3月份，全国各省送出电量合计785亿千瓦时，同比增长8.8%。其中，内蒙古送出电量127亿千瓦时，同比增长10.5%；云南送出电量69亿千瓦时，同比增长32.1%；山西送出电量69亿千瓦时，同比增长23.3%；四川送出电量65亿千瓦时，同比增长6.2%；安徽送出电量49亿千瓦时，同比增长0.7%；湖北送出电量47亿千瓦时，同比增长3.3%；贵州送出电量42亿千瓦时，同比下降30.5%；新疆送出电量41亿千瓦时，同比增长1.2%；宁夏送出电量39亿千瓦时，同比增长60.4%。 七、新增发电生产能力同比减少 1-3月份，全国基建新增发电生产能力2187万千瓦，比上年同期少投产628万千瓦。其中，水电193万千瓦、火电1139万千瓦、核电109万千瓦、风电352万千瓦，水电和风电分别比上年同期多投产34和101万千瓦，火电和核电分别比上年同期少投产607和109万千瓦。 八、火电完成投资同比下降，电网完成投资同比增长 1-3月份，全国主要发电企业电源工程完成投资384亿元，同比下降17.3%。其中，水电完成投资92亿元，同比下降13.2%；火电完成投资120亿元，同比下降5.0%；核电完成投资79亿元，同比下降12.5%；风电完成投资67亿元，同比下降34.0%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的68.7%，比上年同期回落4.1个百分点。 1-3月份，全国电网工程完成投资855亿元，同比增长2.1%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-2月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量增速同比提高，第二产业用电保持较快增长；工业和制造业用电量累计增速同比提高；黑色和有色金属冶炼行业用电快速增长，带动四大高载能行业用电增速同比提高；发电量增速同比提高，水电发电量同比下降；除水电外，其他类型设备平均利用小时同比增加；全国跨区、跨省送出电量同比增加；新增发电生产能力同比减少，水电和风电新增能力同比增加。 一、全社会用电量增速同比提高，第二产业用电保持较快增长 1-2月份，全国全社会用电量9356亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高4.3个百分点。 分产业看，1-2月份，第一产业用电量134亿千瓦时，同比增长12.0%，占全社会用电量的比重为1.4%；第二产业用电量6327亿千瓦时，同比增长6.7%，增速比上年同期提高8.7个百分点，占全社会用电量的比重为67.6%，对全社会用电量增长的贡献率为71.0%；第三产业用电量1428亿千瓦时，同比增长7.3%，增速比上年同期回落4.6个百分点，占全社会用电量的比重为15.3%，对全社会用电量增长的贡献率为17.5%；城乡居民生活用电量1467亿千瓦时，同比增长3.5%，增速比上年同期回落8.3个百分点，占全社会用电量的比重为15.7%，对全社会用电量增长的贡献率为8.9%。 图1: 2015年以来分月全社会用电量及其增速 分省份看，1-2月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（6.3%）的省份有13个，依次为：西藏（23.3%）、宁夏（16.7%）、山东（16.3%）、青海（13.8%）、新疆（11.3%）、内蒙古（10.7%）、福建（10.6%）、贵州（10.1%）、陕西（9.3%）、江西（8.9%）、山西（8.6%）、河北（7.6%）和甘肃（7.1%）；全社会用电量负增长的省份仅上海（-1.7%）。 二、工业和制造业用电量累计增速同比提高 1-2月份，全国工业用电量6207亿千瓦时，同比增长6.9%，增速比上年同期提高8.9个百分点，占全社会用电量的比重为66.3%，对全社会用电量增长的贡献率为71.7%。其中，轻工业用电量为1016亿千瓦时，同比增长2.9%，增速比上年同期提高3.7个百分点；重工业用电量为5191亿千瓦时，同比增长7.7%，增速比上年同期提高10.0个百分点。 图2: 2015年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-2月份，全国制造业用电量4700亿千瓦时，同比增长8.9%，增速比上年同期提高15.0个百分点。 图3: 2015年以来分月制造业日均用电量 三、黑色和有色金属冶炼行业用电快速增长，带动四大高载能行业用电增速同比提高 1-2月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计2730亿千瓦时，同比增长11.8%，增速比上年同期提高21.8个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为29.2%，对全社会用电量增长的贡献率为51.6%。其中，化工行业用电量699亿千瓦时，同比增长2.8%，增速比上年同期回落0.5个百分点；建材行业用电量375亿千瓦时，同比增长0.5%，增速比上年同期提高12.5个百分点；黑色金属冶炼行业用电量776亿千瓦时，同比增长15.7%，增速比上年同期提高33.7个百分点；有色金属冶炼行业880亿千瓦时，同比增长22.4%，增速比上年同期提高34.2个百分点。 图4: 2015年以来分月重点行业用电量情况 四、发电量增速同比提高，水电发电量同比下降 截至2月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.0亿千瓦，同比增长7.9%，增速比上年同期回落3.9个百分点。其中，水电2.9亿千瓦、火电10.6亿千瓦、核电3364万千瓦、并网风电1.5亿千瓦。1-2月份，全国规模以上电厂发电量9315亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高6.0个百分点。 1-2月份，全国规模以上电厂水电发电量1229亿千瓦时，同比下降4.7％，增速比上年同期回落27.3个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（351亿千瓦时）、云南（268亿千瓦时）和湖北（131亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的61.1%，同比增长分别为4.9%、22.4%和-10.3%。 1-2月份，全国规模以上电厂火电发电量7280亿千瓦时，同比增长7.0％，增速比上年同期提高11.3个百分点。全国有23个省份火电发电量同比正增长，其中增速超过20%的省份有青海（89.9%）、西藏（46.3%）、广西（35.8%）、湖南（35.3%）、福建（24.7%）、江西（24.1%）和广东（21.9%），增速超过10%的省份有山东（16.3%）、云南（12.4%）和贵州（11.1%）；而火电发电量降幅超过5%的省份有2个，分别为河南（-6.8%）和北京（-5.9%）。 1-2月份，全国核电发电量334亿千瓦时，同比增长12.4%，增速比上年同期回落10.7个百分点。 1-2月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量454亿千瓦时，同比增长30.5%，增速比上年同期提高8.6个百分点。 五、除水电外，其他类型设备平均利用小时同比增加 1-2月份，全国发电设备累计平均利用小时578小时，同比增加3小时。 图5: 2005年以来历年1-2月份利用小时情况 分类型看，1-2月份，全国水电设备平均利用小时397小时，同比降低49小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，除云南水电设备平均利用小时同比增加94小时外，其余省份均有不同程度降低，其中广西、贵州和湖南同比分别降低244、233和135小时。全国火电设备平均利用小时678小时，同比增加21小时；分省份看，全国共有16个省份火电利用小时数超过全国平均水平，其中，北京、青海、河北、陕西和江西火电设备平均利用小时数超过800小时，而云南和西藏火电利用小时数分别为171和26小时；与上年同期相比，全国共有17个省份火电利用小时数同比增加，其中湖南、青海、广东、福建同比增加超过100小时；而重庆火电利用小时数同比降低147小时。全国核电设备平均利用小时1111小时，同比增加86小时。全国风电设备平均利用小时303小时，同比增加40小时。 图6：1-2月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨区、跨省送出电量同比增加 1-2月份，全国跨区送电完成478亿千瓦时，同比增长13.4%。其中，华北送华中（特高压）11亿千瓦时，同比下降19.5%；华北送华东26亿千瓦时，同比增长10.9%；东北送华北38亿千瓦时，同比增长5.2%；华中送华东22亿千瓦时，同比下降31.5%；华中送南方25亿千瓦时，同比增长3.7%；西北送华北和华中合计149亿千瓦时，同比增长12.3%；西南送华东91亿千瓦时，同比增长8.0%。 1-2月份，全国各省送出电量合计1369亿千瓦时，同比增长9.6%。其中，内蒙古送出电量196亿千瓦时，同比增长10.4%；四川送出电量121亿千瓦时，同比增长12.1%；云南送出电量121亿千瓦时，同比增长83.6%；山西送出电量108亿千瓦时，同比下降5.5%；安徽送出电量90亿千瓦时，同比下降4.3%；湖北送出电量81亿千瓦时，同比下降11.9%；新疆送出电量76亿千瓦时，同比增长46.3%；陕西送出电量72亿千瓦时，同比增长48.6%；河北送出电量70亿千瓦时，同比增长7.0%。 七、新增发电生产能力同比减少，水电和风电新增能力同比增加 1-2月份，全国基建新增发电生产能力1614万千瓦，比上年同期少投产614万千瓦。其中：水电192万千瓦、火电787万千瓦、风电296万千瓦，水电和风电投产比上年同期多投产93和136万千瓦，火电和核电分别比上年同期少投产608和227万千瓦。 分省份看，新投产电源项目主要集中在河南（227万千瓦，其中火电100万千瓦）、新疆（177万千瓦，其中火电171万千瓦）；内蒙古（160万千瓦，其中火电132万千瓦）、宁夏（132万千瓦，其中火电132万千瓦）、四川（125万千瓦,其中水电118万千瓦）、山东（124万千瓦，其中火电103万千瓦）。 八、电源完成投资同比下降，电网完成投资同比略有下降 1-2月份，全国主要发电企业电源工程完成投资233亿元，比上年同期下降26.5%。在电源完成投资中，水电完成投资57亿元，同比下降31.4%；火电完成投资78亿元，同比下降9.5%；核电完成投资45亿元，同比下降13.5%；风电完成投资38亿元，同比下降45.0%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的66.6%，比上年同期回落6.3个百分点。 1-2月份，全国电网工程完成投资447亿元，同比下降0.4%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-11月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量增速同比提高，各省份当月用电量均实现正增长；11月份制造业日均用电量超90亿千瓦时/天，创历史新高；高载能行业累计用电量降幅逐月收窄，11月份除化工行业外其他高载能行业用电同比正增长；发电装机容量持续快速增长，风电发电量同比大幅增长；火电利用小时持续下降，为2005年以来同期最低水平；基建新增装机规模同比减少。 一、全社会用电量增速同比提高，各省份当月用电量均实现正增长 1-11月份，全国全社会用电量53847亿千瓦时，同比增长5.0%,增速比上年同期提高4.2个百分点。 分产业看，1-11月份，第一产业用电量1002亿千瓦时，同比增长5.2%，占全社会用电量的比重为1.9%；第二产业用电量38119亿千瓦时，同比增长2.6%，增速比上年同期提高3.7个百分点，占全社会用电量的比重为70.8%，对全社会用电量增长的贡献率为38.2%；第三产业用电量7286亿千瓦时，同比增长11.7%，增速比上年同期提高4.4个百分点，占全社会用电量的比重为13.5%，对全社会用电量增长的贡献率为29.9%；城乡居民生活用电量7441亿千瓦时，同比增长11.4%，增速比上年同期提高6.7个百分点，占全社会用电量的比重为13.8%，对全社会用电量增长的贡献率为30.0%。 图1: 2014年以来分月全社会用电量及其增速 分省份看，1-11月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（5.0%）的省份有15个，依次为：西藏（21.1%）、新疆（12.6%）、陕西（9.6%）、安徽（9.6%）、江西（9.4%）、浙江（8.6%）、北京（7.2%）、江苏（6.9%）、上海（6.5%）、湖北（6.5%）、福建（6.2%）、海南（5.9%）、广东（5.8%）、贵州（5.2%）和四川（5.0%）；全社会用电量负增长的省份有3个：甘肃（-4.2%）、青海（-3.9%）和云南（-1.5%）。 11月份，全国全社会用电量5072亿千瓦时，同比增长7.0%。分产业看，第一产业用电量76亿千瓦时，同比增长3.8%；第二产业用电量3769亿千瓦时，同比增长6.0%；第三产业用电量633亿千瓦时，同比增长11.8%；城乡居民生活用电量594亿千瓦时，同比增长9.0%。 分省份看，11月份，各省份用电量增速均实现正增长，全社会用电量增速超过全国平均水平（7.0%）的省份有16个，其中增速超过10%的省份有：西藏（31.1%）、新疆（19.3%）、宁夏（11.9%）、浙江（11.2%）、陕西（10.9%）、安徽（10.2%）和山西（10.1%）。 二、11月份制造业日均用电量超90亿千瓦时/天，创历史新高 1-11月份，全国工业用电量37462亿千瓦时，同比增长2.6%，增速比上年同期提高3.7个百分点，占全社会用电量的比重为69.6%，对全社会用电量增长的贡献率为37.3%。其中，轻工业用电量为6390亿千瓦时，同比增长4.4%，增速比上年同期提高3.1个百分点；重工业用电量为31072亿千瓦时，同比增长2.2%，增速比上年同期提高3.8个百分点。 11月份，全国工业用电量3705亿千瓦时，同比增长5.9%，占全社会用电量的比重为73.1%。其中，轻工业用电量621亿千瓦时，同比增长7.2%，占全社会用电量的比重为12.2%；重工业用电量3084亿千瓦时，同比增长5.7%，占全社会用电量的比重为60.8%。 图2: 2014年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-11月份，全国制造业用电量28052亿千瓦时，同比增长2.1%，增速比上年同期提高3.1个百分点。11月份，全国制造业用电量2748亿千瓦时，同比增长6.9%；制造业日均用电量91.6亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加8.6亿千瓦时/天和7.1亿千瓦时/天。 图3: 2014年以来分月制造业日均用电量 三、高载能行业累计用电量降幅逐月收窄，11月份除化工行业外其他高载能行业用电同比正增长 1-11月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计15922亿千瓦时，同比下降0.9%，增速比上年同期提高1.9个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为29.6%，对全社会用电量增长的贡献率为-5.4%。其中，化工行业用电量3956亿千瓦时，同比增长1.2%，增速比上年同期回落1.1个百分点；建材行业用电量2911亿千瓦时，同比增长2.4%，增速比上年同期提高8.8个百分点；黑色金属冶炼行业用电量4407亿千瓦时，同比下降5.0%，增速比上年同期提高3.4个百分点；有色金属冶炼行业4647亿千瓦时，同比下降0.4%，增速比上年同期回落3.2个百分点。 11月份，四大高载能行业用电量合计1562亿千瓦时，同比增长5.1%，增速比上年同期提高11.3个百分点，占全社会用电量的比重为30.8%。其中，化工行业用电量371亿千瓦时，同比下降1.5%，增速比上年同期回落5.2个百分点；建材行业用电量300亿千瓦时，同比增长7.5%，增速比上年同期提高13.2个百分点；黑色金属行业用电量443亿千瓦时，同比增长7.8%，增速比上年同期提高21.2个百分点；有色金属冶炼行业448亿千瓦时，同比增长6.9%，增速比上年同期提高13.9个百分点。 图4: 2014年以来分月重点行业用电量情况 四、发电装机容量持续快速增长，风电发电量同比大幅增长 截至11月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.7亿千瓦，同比增长10.4%，增速比上年同期提高0.7个百分点。其中，水电2.9亿千瓦、火电10.4亿千瓦、核电3352万千瓦、并网风电1.4亿千瓦。1-11月份，全国规模以上电厂发电量53701亿千瓦时，同比增长4.2%，增速比上年同期提高4.1个百分点。 1-11月份，全国规模以上电厂水电发电量9840亿千瓦时，同比增长6.4％，增速比上年同期提高2.8个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（2538亿千瓦时）、云南（1906亿千瓦时）和湖北（1305亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的58.4%，同比增速分别为7.5%、6.7%和7.6%。11月份，全国规模以上电厂水电发电量804亿千瓦时，同比增长3.3％。 1-11月份，全国规模以上电厂火电发电量39679亿千瓦时，同比增长2.2％，增速比上年同期提高4.6个百分点。各省份中，贵州（11.3%）、陕西（8.1%）、江西（7.7%）、江苏（7.3%）、山东（6.8%）、新疆（6.6%）、安徽（6.2%）和浙江（5.8%）火电发电量同比增长超过5%；全国共有13个省份火电发电量出现负增长，其中福建（-18.9%）、海南（-14.4%）、四川（-12.7%）和云南（-10.1%）同比下降超过10%。11月份，全国规模以上电厂火电发电量3797亿千瓦时，同比增长5.3％。 1-11月份，全国核电发电量1914亿千瓦时，同比增长23.5%，增速比上年同期回落6.3个百分点。11月份，全国核电发电量195亿千瓦时，同比增长34.8％。 1-11月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量2162亿千瓦时，同比增长30.3%，增速比上年同期提高9.9个百分点。11月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量250亿千瓦时，同比增长62.0％。 五、火电利用小时持续下降，为2005年以来同期最低水平 1-11月份，全国发电设备累计平均利用小时3434小时，同比降低195小时。 图5: 2005年以来历年1-11月份利用小时情况 分类型看，1-11月份，全国水电设备平均利用小时3334小时，同比增加78小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，湖南、湖北和云南的水电设备平均利用小时同比分别增加444、233和92小时，青海、广西、贵州和四川的水电设备平均利用小时同比分别降低607、432、426和79小时。全国火电设备平均利用小时3756小时，同比降低204小时；分省份看，全国共有13个省份火电利用小时数超过全国平均水平，其中，山东（4727小时）、江苏（4648小时）和河北（4546小时）火电利用小时超过4500小时，而云南和西藏火电利用小时数分别为1095和73小时；与上年同期相比，除河北、北京、江苏和西藏4个省份外，其他省份火电设备利用小时均有不同程度降低，其中，降幅超过1000小时的省份有海南（-1266小时）和青海（-1087小时），降幅超过500小时的省份有福建（-676小时）和四川（-540小时）。全国核电设备平均利用小时6378小时，同比降低385小时。全国风电设备平均利用小时1573小时，同比降低39小时。 图6：1-11月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨区、跨省送出电量同比增加 1-11月份，全国跨区送电完成3324亿千瓦时，同比增长6.0%。其中，华北送华中（特高压）44亿千瓦时，同比下降9.4%；华北送华东144亿千瓦时，同比下降1.4%；东北送华北190亿千瓦时，同比增长23.7%；华中送华东322亿千瓦时，同比增长11.5%；华中送南方229亿千瓦时，同比增长3.7%；西北送华北和华中合计825亿千瓦时，同比增长7.5%；西南送华东1034亿千瓦时，同比增长5.8%。 1-11月份，全国各省送出电量合计8837亿千瓦时，同比增长4.5%。其中，四川送出电量1258亿千瓦时，同比增长3.5%；内蒙古送出电量1248亿千瓦时，同比下降3.4%；云南送出电量822亿千瓦时，同比增长16.4%；湖北送出电量756亿千瓦时，同比增长3.7%；山西送出电量721亿千瓦时，同比下降2.2%；贵州送出电量683亿千瓦时，同比下降3.3%；安徽送出电量410亿千瓦时，同比增长9.8%；河北送出电量369亿千瓦时，同比增长17.3%；宁夏送出电量340亿千瓦时，同比增长13.7%；新疆送出电量318亿千瓦时，同比增长21.1%；陕西送出电量310亿千瓦时，同比下降7.7%。 11月份，全国跨区送电完成310亿千瓦时，同比增长15.3%。其中，华北送华东15亿千瓦时，同比增长24.1%；东北送华北20亿千瓦时，同比增长19.1%；华中送华东19亿千瓦时，同比下降14.7%；华中送南方21亿千瓦时，同比增长64.0%；西北送华北和华中合计68亿千瓦时，同比下降12.3%；西南送华东99亿千瓦时，同比增长20.1%。 11月份，全国各省送出电量合计863亿千瓦时，同比增长11.6%。其中，四川送出电量116亿千瓦时，同比增长21.6%；内蒙古送出电量115亿千瓦时，同比下降3.7%；云南送出电量104亿千瓦时，同比增长61.9%；山西送出电量78亿千瓦时，同比增长19.1%；湖北送出电量62亿千瓦时，同比增长12.6%；河北送出电量49亿千瓦时，同比增长94.0%；宁夏送出电量47亿千瓦时，同比增长64.8%；贵州送出电量36亿千瓦时，同比下降45.9%；新疆送出电量32亿千瓦时，同比增长5.4%；安徽送出电量32亿千瓦时，同比下降12.1%；陕西送出电量30亿千瓦时，同比下降15.9%。 七、基建新增装机规模同比减少 1-11月份，全国基建新增发电生产能力8557万千瓦，比上年同期少投产487万千瓦。其中，水电897万千瓦、火电3345万千瓦、核电720万千瓦、风电1201万千瓦，水电、火电和风电分别比上年同期少投产434、1405和388万千瓦，核电比上年同期多投产173万千瓦。 八、电源完成投资同比下降，电网完成投资保持较快增长 1-11月份，全国主要发电企业电源工程完成投资2689亿元，比上年同期下降12.7%。在电源完成投资中，水电完成投资482亿元，同比下降20.2%；火电完成投资928亿元，同比下降5.3%；核电完成投资386亿元，同比下降7.9%；风电完成投资685亿元，同比下降27.0%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的65.5%，比上年同期回落2.7个百分点。 1-11月份，全国电网工程完成投资4768亿元，同比增长23.8%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-10月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量增速同比提高，三产和居民用电量保持较快增长；制造业用电量累计增速逐月提高，产业结构调整继续显现；黑色金属冶炼行业用电降幅逐月收窄，10月份实现正增长；发电装机容量持续快速增长，水电当月发电量连续两个月负增长；除水电外，其他类型设备平均利用小时同比降低；全国跨区、跨省送出电量同比增加；基建新增装机规模同比减少。 一、全社会用电量增速同比提高，三产和居民用电量保持较快增长 1-10月份，全国全社会用电量48776亿千瓦时，同比增长4.8%,增速比上年同期提高4.0个百分点。 分产业看，1-10月份，第一产业用电量926亿千瓦时，同比增长5.3%，占全社会用电量的比重为1.9%；第二产业用电量34351亿千瓦时，同比增长2.3%，增速比上年同期提高3.3个百分点，占全社会用电量的比重为70.4%，对全社会用电量增长的贡献率为34.5%；第三产业用电量6652亿千瓦时，同比增长11.6%，增速比上年同期提高4.6个百分点，占全社会用电量的比重为13.6%，对全社会用电量增长的贡献率为31.3%；城乡居民生活用电量6847亿千瓦时，同比增长11.6%，增速比上年同期提高7.0个百分点，占全社会用电量的比重为14.0%，对全社会用电量增长的贡献率为32.1%。 图1: 2014年以来分月全社会用电量及其增速 分省份看，1-10月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（4.8%）的省份有14个，依次为：西藏（19.9%）、新疆（11.9%）、安徽（9.5%）、陕西（9.5%）、江西（9.3%）、浙江（8.4%）、北京（7.4%）、湖北（6.9）、江苏（6.8%）、上海（6.7%）、福建（6.5%）、海南（6.1%）、广东（5.7%）和贵州（4.9%）；全社会用电量负增长的省份有4个，其中增速低于-5%的省份为：甘肃（-5.6%）。 10月份，全国全社会用电量4890亿千瓦时，同比增长7.0%。分产业看，第一产业用电量81亿千瓦时，同比增长10.6%；第二产业用电量3547亿千瓦时，同比增长5.0%；第三产业用电量629亿千瓦时，同比增长13.5%；城乡居民生活用电量633亿千瓦时，同比增长12.2%。 分省份看，10月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（7.0%）的省份有14个，其中增速超过10%的省份有：西藏（24.0%）、新疆（14.3%）、浙江（12.7%）、宁夏（10.8%）、陕西（10.4%）和广东（10.3%）。 二、制造业用电量累计增速逐月提高，产业结构调整继续显现 1-10月份，全国工业用电量33758亿千瓦时，同比增长2.3%，增速比上年同期提高3.3个百分点，占全社会用电量的比重为69.2%，对全社会用电量增长的贡献率为33.6%。其中，轻工业用电量为5769亿千瓦时，同比增长4.1%，增速比上年同期提高3.0个百分点；重工业用电量为27989亿千瓦时，同比增长1.9%，增速比上年同期提高3.4个百分点。 10月份，全国工业用电量3490亿千瓦时，同比增长4.9%，占全社会用电量的比重为71.4%。其中，轻工业用电量584亿千瓦时，同比增长7.5%，占全社会用电量的比重为11.9%；重工业用电量2906亿千瓦时，同比增长4.4%，占全社会用电量的比重为59.4%。 图2: 2014年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-10月份，全国制造业用电量25303亿千瓦时，同比增长1.6%，增速比上年同期提高2.5个百分点。10月份，全国制造业用电量2619亿千瓦时，同比增长5.7%；制造业日均用电量84.5亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加7.0亿千瓦时/天和减少2.4亿千瓦时/天。 图3: 2014年以来分月制造业日均用电量 三、黑色金属冶炼行业用电降幅逐月收窄，10月份实现正增长 1-10月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计14359亿千瓦时，同比下降1.5%，增速比上年同期提高0.9个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为29.4%，对全社会用电量增长的贡献率为-9.6%。其中，化工行业用电量3586亿千瓦时，同比增长1.5%，增速比上年同期回落0.7个百分点；建材行业用电量2611亿千瓦时，同比增长1.8%，增速比上年同期提高8.3个百分点；黑色金属冶炼行业用电量3964亿千瓦时，同比下降6.2%，增速比上年同期提高1.6个百分点；有色金属冶炼行业4199亿千瓦时，同比下降1.2%，增速比上年同期回落4.9个百分点。 10月份，四大高载能行业用电量合计1520亿千瓦时，同比增长2.7%，增速比上年同期提高5.7个百分点，占全社会用电量的比重为31.1%。其中，化工行业用电量358亿千瓦时，同比下降1.0%，增速比上年同期回落2.0个百分点；建材行业用电量296亿千瓦时，同比增长9.7%，增速比上年同期提高16.7个百分点；黑色金属行业用电量429亿千瓦时，同比增长2.2%，增速比上年同期提高10.9个百分点；有色金属冶炼行业437亿千瓦时，同比增长1.8%，增速比上年同期回落1.6个百分点。 图4: 2014年以来分月重点行业用电量情况 四、发电装机容量持续快速增长，水电当月发电量连续两个月负增长 截至10月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.6亿千瓦，同比增长10.8%，增速比上年同期提高1.3个百分点。其中，水电2.9亿千瓦、火电10.3亿千瓦、核电3352万千瓦、并网风电1.4亿千瓦。1-10月份，全国规模以上电厂发电量48647亿千瓦时，同比增长3.9%，增速比上年同期提高4.0个百分点。 1-10月份，全国规模以上电厂水电发电量9037亿千瓦时，同比增长6.7％，增速比上年同期提高3.3个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（2306亿千瓦时）、云南（1702亿千瓦时）和湖北（1202亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的57.7%，同比增速分别为6.8%、4.3%和6.6%。10月份，全国规模以上电厂水电发电量925亿千瓦时，同比下降7.6％。 1-10月份，全国规模以上电厂火电发电量35868亿千瓦时，同比增长1.8％，增速比上年同期提高4.4个百分点。分省份看，16个省份火电发电量实现正增长，其中增速超过5%的省份有贵州（10.1%）、陕西（7.3%）、江苏（6.8%）、安徽（6.8%）、山东（6.8%）、浙江（6.7%）、新疆（6.7%）、江西（6.6%）和北京（5.6%）；火电发电量降幅超过5%的省份有8个，其中福建（-19.4%）、云南（-13.5%）、四川（-13.5%）和海南（-11.6%）降幅超过10%。10月份，全国规模以上电厂火电发电量3555亿千瓦时，同比增长11.9％。 1-10月份，全国核电发电量1719亿千瓦时，同比增长22.4%，增速比上年同期回落8.6个百分点。10月份，全国核电发电量175亿千瓦时，同比增长22.7％。 1-10月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1913亿千瓦时，同比增长27.1%，增速比上年同期提高4.0个百分点。10月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量222亿千瓦时，同比增长30.6％。 五、除水电外，其他类型设备平均利用小时同比降低 1-10月份，全国发电设备累计平均利用小时3122小时，同比降低188小时。 图5: 2005年以来历年1-10月份利用小时情况 分类型看，1-10月份，全国水电设备平均利用小时3069小时，同比增加80小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，湖南、湖北和云南的水电设备平均利用小时同比分别增加540、193和18小时，青海、广西、贵州和四川的水电设备平均利用小时同比分别降低513、226、225和129小时。全国火电设备平均利用小时3405小时，同比降低197小时；分省份看，全国共有12个省份火电利用小时数超过全国平均水平，其中，山东、江苏和河北火电利用小时分别为4301、4237和4108小时，而云南和西藏火电利用小时数不足1000小时，分别为956和65小时；与上年同期相比，除北京、河北、湖北、江苏和西藏五个省份外，其他省份火电设备利用小时均有不同程度降低，其中，海南（1110小时）和青海（1045小时）下降超过1000小时，福建（639小时）和四川（510小时）下降超过500小时。全国核电设备平均利用小时5766小时，同比降低315小时。全国风电设备平均利用小时1401小时，同比降低72小时。 图6：1-10月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨区、跨省送出电量同比增加 1-10月份，全国跨区送电完成2960亿千瓦时，同比增长3.2%。其中，华北送华中（特高压）33亿千瓦时，同比下降27.1%；华北送华东128亿千瓦时，同比下降3.8%；东北送华北170亿千瓦时，同比增长24.2%；华中送华东303亿千瓦时，同比增长13.7%；华中送南方208亿千瓦时，同比下降0.1%；西北送华北和华中合计757亿千瓦时，同比增长9.8%；西南送华东882亿千瓦时，同比下降1.5%。 1-10月份，全国各省送出电量合计7974亿千瓦时，同比增长3.8%。其中，四川送出电量1142亿千瓦时，同比增长2.0%；内蒙古送出电量1133亿千瓦时，同比下降3.4%；云南送出电量718亿千瓦时，同比增长11.8%；湖北送出电量694亿千瓦时，同比增长2.9%；贵州送出电量646亿千瓦时，同比增长1.1%；山西送出电量642亿千瓦时，同比下降4.3%；安徽送出电量378亿千瓦时，同比增长12.2%；河北送出电量320亿千瓦时，同比增长10.6%。 10月份，全国跨区送电完成337亿千瓦时，同比下降1.2%。其中，华北送华东12亿千瓦时，同比下降7.0%；东北送华北18亿千瓦时，同比下降0.9%；华中送华东14亿千瓦时，同比下降53.4%；华中送南方16亿千瓦时，同比下降12.5%；西北送华北和华中合计68亿千瓦时，同比增长8.7%；西南送华东139亿千瓦时，同比下降1.4%。 10月份，全国各省送出电量合计854亿千瓦时，同比下降0.9%。其中，四川送出电量175亿千瓦时，同比下降2.3%；内蒙古送出电量109亿千瓦时，同比下降5.5%；云南送出电量100亿千瓦时，同比增长27.6%；山西送出电量65亿千瓦时，同比增长7.0%；湖北送出电量49亿千瓦时，同比下降41.4%；贵州送出电量48亿千瓦时，同比下降29.1%；宁夏送出电量48亿千瓦时，同比增长76.6%；河北送出电量36亿千瓦时，同比增长38.1%。 七、基建新增装机规模同比减少 1-10月份，全国基建新增发电生产能力7972万千瓦，比上年同期少投产284万千瓦。其中，水电867万千瓦、火电3067万千瓦、核电720万千瓦、风电1002万千瓦；水电、火电和风电分别比上年同期少投产391、1270和383万千瓦，核电比上年同期多投产173万千瓦。 八、电源完成投资同比下降，电网完成投资大幅增长 1-10月份，全国主要发电企业电源工程完成投资2388亿元，比上年同期下降8.1%。在电源完成投资中，水电完成投资506亿元，同比增长1.1%；火电完成投资767亿元，同比下降9.1%；风电完成投资547亿元，同比下降29.4%；核电完成投资375亿元，同比增长1.9%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的67.9%，比上年同期提高0.3个百分点。 1-10月份，全国电网工程完成投资4100亿元，同比增长28.5%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-9月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量增速同比提高，各省份9月用电量均实现正增长; 工业和制造业用电量累计增速同比提高; 有色金属冶炼和钢铁行业累计用电量降幅逐月收窄，化工行业用电量连续2个月负增长; 非化石能源发电量持续快速增长，水电当月发电量负增长; 全国发电设备累计平均利用小时持续下降，为2005年以来同期最低水平；基建新增装机规模同比减少。 一、全社会用电量增速同比提高，各省份9月用电量均实现正增长 1-9月份，全国全社会用电量43885亿千瓦时，同比增长4.5%,增速比上年同期提高3.7个百分点。 分产业看，1-9月份，第一产业用电量845亿千瓦时，同比增长4.8%，占全社会用电量的比重为1.9%；第二产业用电量30799亿千瓦时，同比增长2.0%，增速比上年同期提高2.9个百分点，占全社会用电量的比重为70.2%，对全社会用电量增长的贡献率为31.3%；第三产业用电量6025亿千瓦时，同比增长11.5%，增速比上年同期提高4.1个百分点，占全社会用电量的比重为13.7%，对全社会用电量增长的贡献率为32.7%；城乡居民生活用电量6217亿千瓦时，同比增长11.6%，增速比上年同期提高7.0个百分点，占全社会用电量的比重为14.2%，对全社会用电量增长的贡献率为34.0%。 图1: 2014年以来分月全社会用电量及其增速 分省份看，1-9月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（4.5%）的省份有13个，依次为：西藏（19.5%）、新疆（11.7%）、江西（9.7%）、安徽（9.6%）、陕西（9.4%）、浙江（7.9%）、北京（7.4%）、湖北（7.0%）、江苏（6.9%）、上海（6.8%）、福建（6.3%）、海南（6.2%）和广东（5.2%）；全社会用电量负增长的省份有4个，其中增速低于-5%的省份为：青海（-6.2%）和甘肃（-6.9%）。 9月份，全国全社会用电量4965亿千瓦时，同比增长6.9%。分产业看，第一产业用电量105亿千瓦时，同比增长2.8%；第二产业用电量3260亿千瓦时，同比增长1.5%；第三产业用电量747亿千瓦时，同比增长14.9%；城乡居民生活用电量853亿千瓦时，同比增长24.9%。 分省份看，9月份，各省份用电量均实现正增长，全社会用电量增速超过全国平均水平（6.9%）的省份有16个，其中增速超过10%的省份有：西藏（33.0%）、重庆（19.8%）、贵州（12.6%）、四川（11.8%）、河北（11.7%）、北京（11.5%）、云南（11.4%）、安徽（10.5%）和陕西（10.4%）。 二、工业和制造业用电量累计增速同比提高 1-9月份，全国工业用电量30263亿千瓦时，同比增长1.9%，增速比上年同期提高2.9个百分点，占全社会用电量的比重为69.0%，对全社会用电量增长的贡献率为30.4%。其中，轻工业用电量为5187亿千瓦时，同比增长3.9%，增速比上年同期提高2.3个百分点；重工业用电量为25076亿千瓦时，同比增长1.5%，增速比上年同期提高3.0个百分点。 9月份，全国工业用电量3196亿千瓦时，同比增长1.4%，占全社会用电量的比重为64.4%。其中，轻工业用电量595亿千瓦时，同比增长3.1%，占全社会用电量的比重为12.0%；重工业用电量2600亿千瓦时，同比增长1.0%，占全社会用电量的比重为52.4%。 图2: 2014年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-9月份，全国制造业用电量22691亿千瓦时，同比增长1.1%，增速比上年同期提高1.8个百分点。9月份，全国制造业用电量2606亿千瓦时，同比增长2.7%，制造业日均用电量86.9亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加2.3亿千瓦时/天和减少2.6亿千瓦时/天。 图3: 2014年以来分月制造业日均用电量 三、有色金属冶炼和钢铁行业累计用电量降幅逐月收窄，化工行业用电量连续2个月负增长 1-9月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计12841亿千瓦时，同比下降1.9%，增速比上年同期提高0.3个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为29.3%，对全社会用电量增长的贡献率为-13.2%。其中，化工行业用电量3227亿千瓦时，同比增长1.6%，增速比上年同期回落0.9个百分点；建材行业用电量2316亿千瓦时，同比增长0.9%，增速比上年同期提高7.3个百分点；黑色金属冶炼行业用电量3536亿千瓦时，同比下降6.8%，增速比上年同期提高1.0个百分点；有色金属冶炼行业3762亿千瓦时，同比下降1.7%，增速比上年同期回落5.4个百分点。 9月份，四大高载能行业用电量合计1484亿千瓦时，同比增长0.6%，增速比上年同期提高3.5个百分点，占全社会用电量的比重为29.9%。其中，化工行业用电量350亿千瓦时，同比下降4.9%，增速比上年同期回落5.5个百分点；建材行业用电量281亿千瓦时，同比增长4.1%，增速比上年同期提高11.2个百分点；黑色金属行业用电量416亿千瓦时，同比下降0.7%，增速比上年同期提高7.8个百分点；有色金属冶炼行业438亿千瓦时，同比增长4.3%，增速比上年同期提高0.1个百分点。 图4: 2014年以来分月重点行业用电量情况 四、非化石能源发电量持续快速增长，水电9月发电量负增长 截至9月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.5亿千瓦，同比增长10.8%，增速比上年同期提高1.4个百分点。其中，水电2.8亿千瓦、火电10.3亿千瓦、核电3135万千瓦、并网风电1.4亿千瓦。1-9月份，全国规模以上电厂发电量43732亿千瓦时，同比增长3.4%，增速比上年同期提高3.3个百分点。 1-9月份，全国规模以上电厂水电发电量8108亿千瓦时，同比增长8.6％，增速比上年同期提高5.1个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（2018亿千瓦时）、云南（1463亿千瓦时）和湖北（1114亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的56.7%，同比增速分别为7.4%、3.1%和10.7%。 1-9月份，全国规模以上电厂火电发电量32289亿千瓦时，同比增长0.8％，增速比上年同期提高3.0个百分点。各省份中，北京（8.1%）、陕西（7.7%）、安徽（7.6%）、浙江（6.9%）、江苏（6.4%）、山东（6.2%）和新疆（5.4%）火电发电量同比增长超过5%；17个省份火电发电量出现负增长，其中福建（-20.3%）同比下降超过20%。 1-9月份，全国核电发电量1544亿千瓦时，同比增长22.4%，增速比上年同期回落10.0个百分点。 1-9月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1693亿千瓦时，同比增长26.8%，增速比上年同期提高3.3个百分点。 五、全国发电设备累计平均利用小时持续下降，为2005年以来同期最低水平 1-9月份，全国发电设备累计平均利用小时2818小时，同比降低179小时。 图5: 2005年以来历年1-9月份利用小时情况 分类型看，1-9月份，全国水电设备平均利用小时2766小时，同比增加127小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，湖南、湖北、贵州和广西的水电设备平均利用小时同比分别增加665、287、69和55小时，青海、四川和云南的水电设备平均利用小时同比分别降低441、106和17小时。全国火电设备平均利用小时3071小时，同比降低213小时；其中，山东、江苏、河北等13个省份火电利用小时数超过全国平均水平，云南和西藏不足1000个小时；与上年同期相比，除北京、湖北、河北外，其他省份火电设备利用小时均有不同程度降低，其中青海和海南下降超过1000小时，福建、广西和宁夏下降超过500小时。全国核电设备平均利用小时5235小时，同比降低290小时。全国风电设备平均利用小时1251小时，同比降低66小时。 图6：1-9月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、9月份全国跨区、跨省送出电量同比下降 1-9月份，全国跨区送电完成2669亿千瓦时，同比增长5.6%。其中，华北送华中（特高压）32亿千瓦时，同比下降28.6%；华北送华东117亿千瓦时，同比下降3.4%；东北送华北152亿千瓦时，同比增长28.0%；华中送华东289亿千瓦时，同比增长22.4%；华中送南方192亿千瓦时，同比增长1.1%；西北送华北和华中合计689亿千瓦时，同比增长9.9%；西南送华东787亿千瓦时，同比增长4.5%。 1-9月份，全国各省送出电量合计7120亿千瓦时，同比增长4.4%。其中，内蒙古送出电量1024亿千瓦时，同比下降3.1%；四川送出电量967亿千瓦时，同比增长2.8%；湖北送出电量645亿千瓦时，同比增长9.2%；云南送出电量618亿千瓦时，同比增长9.7%；贵州送出电量599亿千瓦时，同比增长4.8%；山西送出电量577亿千瓦时，同比下降5.4%；安徽送出电量352亿千瓦时，同比增长14.1%；河北送出电量284亿千瓦时，同比增长7.9%；新疆送出电量264亿千瓦时，同比增长17.7%；陕西送出电量252亿千瓦时，同比下降4.3%。 9月份，全国跨区送电完成349亿千瓦时，同比下降10.8%。其中，华北送华东7亿千瓦时，同比下降57.5%；东北送华北10亿千瓦时，同比增长3.0%；华中送华东32亿千瓦时，同比下降43.3%；华中送南方29亿千瓦时，同比增长15.9%；西北送华北和华中合计79亿千瓦时，同比增长8.5%；西南送华东135亿千瓦时，同比下降8.1%。 9月份，全国各省送出电量合计848亿千瓦时，同比下降2.4%。其中，四川送出电量165亿千瓦时，同比下降11.0%；云南送出电量111亿千瓦时，同比增长44.3%；内蒙古送出电量102亿千瓦时，同比增长3.2%；贵州送出电量68亿千瓦时，同比增长0.1%；湖北送出电量65亿千瓦时，同比下降42.1%；山西送出电量60亿千瓦时，同比下降9.9%；宁夏送出电量31亿千瓦时，同比增长10.4%；陕西送出电量30亿千瓦时，同比下降3.7%。 七、基建新增装机规模同比减少 1-9月份，全国基建新增发电生产能力7270万千瓦，比上年同期少投产159万千瓦。其中，水电788万千瓦、火电2901万千瓦、核电503万千瓦、风电824万千瓦，分别比上年同期少投产297、1054、43和335万千瓦。 八、电源完成投资同比下降，电网完成投资大幅增长 1-9月份，全国主要发电企业电源工程完成投资1989亿元，比上年同期下降10.9%。在电源完成投资中，水电完成投资354亿元，同比下降20.5%；火电完成投资661亿元，同比下降8.4%；风电完成投资462亿元，同比下降29.2%；核电完成投资329亿元，同比下降1.4%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的66.8%，比上年同期回落0.9个百分点。 1-9月份，全国电网工程完成投资3566亿元，同比增长31.6%。 ",
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"power_transmission.file_content": " 1-8月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量增速同比提高，第三产业和城乡居民生活用电量高速增长；工业和制造业用电量累计增速同比提高；高载能行业单月用电量连续两个月正增长，钢铁和化工行业当月用电量同比下降；发电装机容量持续快速增长，火电单月发电量连续3个月正增长；水电设备利用小时为近十年来同期最高水平，火电利用小时降幅继续扩大；基建新增装机规模同比增加。 一、全社会用电量增速同比提高，第三产业和城乡居民生活用电量高速增长 1-8月份，全国全社会用电量38920亿千瓦时，同比增长4.2%,增速比上年同期提高3.2个百分点。 分产业看，1-8月份，第一产业用电量740亿千瓦时，同比增长5.1%，占全社会用电量的比重为1.9%；第二产业用电量27537亿千瓦时，同比增长2.0%，增速比上年同期提高2.7个百分点，占全社会用电量的比重为70.8%，对全社会用电量增长的贡献率为34.5%；第三产业用电量5277亿千瓦时，同比增长11.0%，增速比上年同期提高3.5个百分点，占全社会用电量的比重为13.6%，对全社会用电量增长的贡献率为33.1%；城乡居民生活用电量5366亿千瓦时，同比增长9.7%，增速比上年同期提高5.5个百分点，占全社会用电量的比重为13.8%，对全社会用电量增长的贡献率为30.2%。 图1: 2014年以来分月全社会用电量及其增速 分省份看，1-8月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（4.2%）的省份有13个，依次为：西藏（17.8%）、新疆（12.2%）、江西（9.7%）、安徽（9.5%）、陕西（9.2%）、浙江（8.7%）、北京（7.0%）、上海（6.9%）、江苏（6.8%）、湖北（6.7%）、福建（6.3%）、海南（6.2%）和广东（4.9%）；全社会用电量负增长的省份有4个，其中增速低于-5%的省份为：甘肃（-7.8%）、青海（-7.4%）和云南（-5.5%）。 8月份，全国全社会用电量5631亿千瓦时，同比增长8.3%。分产业看，第一产业用电量133亿千瓦时，同比下降0.5%；第二产业用电量3796亿千瓦时，同比增长4.8%；第三产业用电量826亿千瓦时，同比增长15.5%；城乡居民生活用电量877亿千瓦时，同比增长19.9%。 分省份看，8月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（8.3%）的省份有15个，其中增速超过10%的省份有：陕西（21.7%）、西藏（20.4%）、江西（19.7%）、安徽（19.3%）、上海（14.9%）、江苏（14.2%）、浙江（13.8%）、湖北（13.1%）、贵州（11.7%）、福建（11.4%）、重庆（11.2%）、湖南（10.9%）、四川（10.5%）、北京（10.1%）和新疆（10.0%）；全社会用电量负增长的省份有2个，分别为内蒙古（-4.4%）和甘肃（-3.1%）。 二、工业和制造业用电量累计增速同比提高 1-8月份，全国工业用电量27067亿千瓦时，同比增长2.0%，增速比上年同期提高2.7个百分点，占全社会用电量的比重为69.5%，对全社会用电量增长的贡献率为33.8%。其中，轻工业用电量为4592亿千瓦时，同比增长4.1%，增速比上年同期提高2.2个百分点；重工业用电量为22475亿千瓦时，同比增长1.6%，增速比上年同期提高2.8个百分点。 8月份，全国工业用电量3726亿千瓦时，同比增长4.8%，占全社会用电量的比重为66.2%。其中，轻工业用电量655亿千瓦时，同比增长5.2%，占全社会用电量的比重为11.6%；重工业用电量3071亿千瓦时，同比增长4.7%，占全社会用电量的比重为54.5%。 图2: 2014年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-8月份，全国制造业用电量20089亿千瓦时，同比增长0.9%，增速比上年同期提高1.4个百分点。8月份，全国制造业用电量2774亿千瓦时，同比增长3.5%；制造业日均用电量89.5亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加3.1亿千瓦时/天和增加0.9亿千瓦时/天。 图3: 2014年以来分月制造业日均用电量 三、高载能行业单月用电量连续两个月正增长，钢铁和化工行业当月用电量同比下降 1-8月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计11361亿千瓦时，同比下降2.2%，增速比上年同期回落0.1个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为29.2%，对全社会用电量增长的贡献率为-16.5%。其中，化工行业用电量2878亿千瓦时，同比增长2.5%，增速与上年同期基本持平；建材行业用电量2034亿千瓦时，同比增长0.6%，增速比上年同期提高7.0个百分点；黑色金属冶炼行业用电量3120亿千瓦时，同比下降7.4%，增速比上年同期提高0.5个百分点；有色金属冶炼行业3329亿千瓦时，同比下降2.7%，增速比上年同期回落7.0个百分点。 8月份，四大高载能行业用电量合计1531亿千瓦时，同比增长0.4%，增速比上年同期提高3.1个百分点，占全社会用电量的比重为27.2%。其中，化工行业用电量357亿千瓦时，同比下降2.9%，增速比上年同期回落6.3个百分点；建材行业用电量295亿千瓦时，同比增长3.8%，增速比上年同期提高8.2个百分点；黑色金属行业用电量431亿千瓦时，同比下降1.6%，增速比上年同期提高7.1个百分点；有色金属冶炼行业447亿千瓦时，同比增长2.8%，增速比上年同期提高2.4个百分点。 图4: 2014年以来分月重点行业用电量情况 四、发电装机容量持续快速增长，火电单月发电量连续3个月正增长 截至8月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.4亿千瓦，同比增长11.2%，增速比上年同期提高2.2个百分点。其中，水电2.8亿千瓦、火电10.2亿千瓦、核电3135万千瓦、并网风电1.4亿千瓦。1-8月份，全国规模以上电厂发电量38772亿千瓦时，同比增长3.0%，增速比上年同期提高2.5个百分点。 1-8月份，全国规模以上电厂水电发电量7157亿千瓦时，同比增长12.0％，增速比上年同期提高6.3个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（1736亿千瓦时）、云南（1219亿千瓦时）和湖北（1024亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的55.6%，同比增速分别为9.3%、0.6%和20.5%。 1-8月份，全国规模以上电厂火电发电量28639亿千瓦时，同比下降0.5％，降幅比上年同期收窄1.7个百分点。各省份中，火电发电量同比增长超过5%的有7个省，分别为北京（11.8%）、安徽（9.3%）、浙江（6.3%）、陕西（6.0%）、山东（5.4%）、新疆（5.3%）和江苏（5.2%）；全国有19个省份火电发电量出现负增长，其中，福建（-22.6%）、湖南（-21.2%）同比下降超过20%。8月份，全国规模以上电厂火电发电量4138亿千瓦时，同比增长7.5％。 1-8月份，全国核电发电量1364亿千瓦时，同比增长23.7%，增速比上年同期回落10.2个百分点。 1-8月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1541亿千瓦时，同比增长26.8%，增速比上年同期提高3.3个百分点。 五、水电设备利用小时为近十年来同期最高水平，火电利用小时降幅继续扩大 1-8月份，全国发电设备累计平均利用小时2507小时，同比降低173小时。 图5: 2005年以来历年1-8月份利用小时情况 分类型看，1-8月份，全国水电设备平均利用小时2456小时，同比增加182小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，湖南、湖北、广西和贵州的水电设备平均利用小时同比分别增加806、480、292和267小时，青海、云南和四川的水电设备平均利用小时同比分别降低347、143和63小时。全国火电设备平均利用小时2727小时，同比降低228小时；其中山东、江苏、河北等13个省份利用小时数超过全国平均水平；在低于全国平均水平的省份中，云南和西藏最低，不足1000个小时，分别为800和 56小时；与上年同期相比，除北京外，全国其它省份的火电设备利用小时均有不同程度的降低，其中青海、海南、广西、湖南和福建下降超过600小时。全国核电设备平均利用小时4637小时，同比降低231小时。全国风电设备平均利用小时1144小时，同比降低62小时。 图6：1-8月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨区、跨省送出电量同比增长 1-8月份，全国跨区送电完成2318亿千瓦时，同比增长8.7%。其中，华北送华中（特高压）32亿千瓦时，同比下降28.6%；华北送华东109亿千瓦时，同比增长5.7%；东北送华北142亿千瓦时，同比增长30.3%；华中送华东256亿千瓦时，同比增长43.3%；华中送南方163亿千瓦时，同比下降1.2%；西北送华北和华中合计610亿千瓦时，同比增长10.0%；西南送华东652亿千瓦时，同比增长7.6%。 1-8月份，全国各省送出电量合计6274亿千瓦时，同比增长5.6%。其中，内蒙古送出电量922亿千瓦时，同比下降3.2%；四川送出电量803亿千瓦时，同比增长6.2%；湖北送出电量580亿千瓦时，同比增长21.3%；贵州送出电量531亿千瓦时，同比增长5.5%；山西送出电量517亿千瓦时，同比下降4.9%；云南送出电量507亿千瓦时，同比增长4.2%；安徽送出电量325亿千瓦时，同比增长14.6%；河北送出电量258亿千瓦时，同比增长6.4%；新疆送出电量236亿千瓦时，同比增长15.2%；陕西送出电量222亿千瓦时，同比下降4.3%；宁夏送出电量214亿千瓦时，同比下降0.5%。 8月份，全国跨区送电完成403亿千瓦时，同比增长5.3%。其中，华北送华东17亿千瓦时，同比下降3.0%；东北送华北14亿千瓦时，同比下降6.9%；华中送华东43亿千瓦时，同比增长38.4%；华中送南方25亿千瓦时，同比增长11.3%；西北送华北和华中合计88亿千瓦时，同比下降1.2%；西南送华东152亿千瓦时，同比增长4.4%。 8月份，全国各省送出电量合计986亿千瓦时，同比增长5.2%。其中，四川送出电量182亿千瓦时，同比下降0.5%；内蒙古送出电量130亿千瓦时，同比增长2.6%；云南送出电量110亿千瓦时，同比增长23.4%；湖北送出电量91亿千瓦时，同比增长17.9%；山西送出电量82亿千瓦时，同比增长2.8%；贵州送出电量82亿千瓦时，同比增长12.4%；安徽送出电量40亿千瓦时，同比下降15.0%；新疆送出电量35亿千瓦时，同比增长3.9%；宁夏送出电量31亿千瓦时，同比增长6.0%；陕西送出电量30亿千瓦时，同比下降6.9%。 七、基建新增装机规模同比增加 1-8月份，全国基建新增发电生产能力6853万千瓦，比上年同期多投产779万千瓦。其中，水电731万千瓦、火电2875万千瓦、核电326万千瓦、风电742万千瓦，分别比上年同期少投产60、207、220和273万千瓦。 八、电源完成投资同比下降，电网完成投资大幅增长 1-8月份，全国主要发电企业电源工程完成投资1704亿元，比上年同期下降11.4%。在电源完成投资中，水电完成投资310亿元，同比下降19.1%；火电完成投资552亿元，同比下降10.7%；风电完成投资384亿元，同比下降32.9%；核电完成投资288亿元，同比增长1.6%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的67.6%，比上年同期回落0.3个百分点。 1-8月份，全国电网工程完成投资3012亿元，同比增长33.2%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-7月份，全国电力供需总体宽松。受气温偏高和上年同期基数偏低等因素影响，全社会用电量增速同比提高；工业用电量增速同比提高，制造业累计用电增速由负转正；钢铁和有色金属冶炼行业用电量持续负增长，拖累高载能行业用电量增速同比下降；非化石能源发电量持续快速增长，火电发电量降幅收窄；火电利用小时同比持续下降，全国仅北京同比增加；基建新增装机规模同比增加。 一、受气温偏高和上年同期基数偏低等因素影响，全社会用电量增速同比提高 1-7月份，全国全社会用电量33289亿千瓦时，同比增长3.6%,增速比上年同期提高2.7个百分点。 分产业看，1-7月份，第一产业用电量607亿千瓦时，同比增长6.4%，占全社会用电量的比重为1.8%；第二产业用电量23743亿千瓦时，同比增长1.6%，增速比上年同期提高2.5个百分点，占全社会用电量的比重为71.3%，对全社会用电量增长的贡献率为32.1%；第三产业用电量4451亿千瓦时，同比增长10.2%，增速比上年同期提高2.7个百分点，占全社会用电量的比重为13.4%，对全社会用电量增长的贡献率为35.8%；城乡居民生活用电量4489亿千瓦时，同比增长8.0%，增速比上年同期提高3.3个百分点，占全社会用电量的比重为13.5%，对全社会用电量增长的贡献率为28.9%。 图1: 2014年以来分月全社会用电量及其增速 分省份看，1-7月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（3.6%）的省份有16个，依次为：西藏（17.4%）、新疆（12.6%）、江西（8.2%）、安徽（7.9%）、浙江（7.8%）、陕西（7.3%）、海南（7.1%）、北京（6.4%）、江苏（5.6%）、湖北（5.6%）、上海（5.5%）、福建（5.4%）、广东（5.1%）、内蒙古（5.1%）、河南（4.1%）和山东（3.6%）；全社会用电量负增长的省份有4个，其中增速低于-5%的省份为：青海（-9.2%）、甘肃（-8.4%）和云南（-7.2%）。 7月份，全国全社会用电量5523亿千瓦时，同比增长8.2%。分产业看，第一产业用电量132亿千瓦时，同比增长1.9%；第二产业用电量3976亿千瓦时，同比增长6.9%；第三产业用电量743亿千瓦时，同比增长15.3%；城乡居民生活用电量672亿千瓦时，同比增长9.6%。 分省份看，7月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（8.2%）的省份有14个，其中增速超过10%的省份有：浙江（20.2%）、上海（19.4%）、安徽（16.9%）、新疆（15.8%）、海南（14.9%）、西藏（14.0%）、江苏（13.9%）、湖北（13.1%）、湖南（12.6%）、福建（11.8%）、北京（10.7%）和江西（10.5%）；全社会用电量增速为负的省份有4个，其中增速低于-5%的省份为云南（-6.2%）。 二、工业用电量增速同比提高，制造业累计用电增速由负转正 1-7月份，全国工业用电量23341亿千瓦时，同比增长1.6%，增速比上年同期提高2.5个百分点，占全社会用电量的比重为70.1%，对全社会用电量增长的贡献率为31.6%。其中，轻工业用电量为3937亿千瓦时，同比增长3.9%，增速比上年同期提高2.2个百分点；重工业用电量为19405亿千瓦时，同比增长1.1%，增速比上年同期提高2.5个百分点。 7月份，全国工业用电量3914亿千瓦时，同比增长6.9%，占全社会用电量的比重为70.9%。其中，轻工业用电量646亿千瓦时，同比增长7.3%，占全社会用电量的比重为11.7%；重工业用电量3269亿千瓦时，同比增长6.8%，占全社会用电量的比重为59.2%。 图2: 2014年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-7月份，全国制造业用电量17313亿千瓦时，同比增长0.5%，增速比上年同期提高0.9个百分点。7月份，全国制造业用电量2747亿千瓦时，同比增长4.9%；制造业日均用电量88.6亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加4.1亿千瓦时/天和减少1.3亿千瓦时/天。 图3: 2014年以来分月制造业日均用电量 三、钢铁和有色金属冶炼行业用电量持续负增长，拖累高载能行业用电量增速同比下降 1-7月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计9828亿千瓦时，同比下降2.7%，增速比上年同期回落0.7个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为29.5%，对全社会用电量增长的贡献率为-23.6%。其中，化工行业用电量2518亿千瓦时，同比增长3.4%，增速比上年同期提高1.1个百分点；建材行业用电量1739亿千瓦时，同比增长0.1%，增速比上年同期提高6.8个百分点；黑色金属冶炼行业用电量2689亿千瓦时，同比下降8.6%，增速比上年同期回落1.2个百分点；有色金属冶炼行业2882亿千瓦时，同比下降3.4%，增速比上年同期回落8.0个百分点。 7月份，四大高载能行业用电量合计1512亿千瓦时，同比增长0.6%，增速比上年同期提高5.7个百分点，占全社会用电量的比重为27.4%。其中，化工行业用电量368亿千瓦时，同比增长1.0%，增速比上年同期回落1.3个百分点；建材行业用电量288亿千瓦时，同比增长5.2%，增速比上年同期提高13.7个百分点；黑色金属行业用电量410亿千瓦时，同比下降4.5%，增速比上年同期提高7.9个百分点；有色金属冶炼行业446亿千瓦时，同比增长2.4%，增速比上年同期提高1.1个百分点。 图4: 2014年以来分月重点行业用电量情况 四、非化石能源发电量持续快速增长，火电发电量降幅收窄 截至7月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.3亿千瓦，同比增长11.4%，增速比上年同期提高2.9个百分点。其中，水电2.8亿千瓦、火电10.2亿千瓦、核电3070万千瓦、并网风电1.4亿千瓦。1-7月份，全国规模以上电厂发电量33121亿千瓦时，同比增长2.0%，增速比上年同期提高1.7个百分点。 1-7月份，全国规模以上电厂水电发电量6049亿千瓦时，同比增长13.2％，增速比上年同期提高3.6个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（1421亿千瓦时）、云南（981亿千瓦时）和湖北（867亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的54.1%，同比增速分别为10.6%、-2.3%和19.7%。 1-7月份，全国规模以上电厂火电发电量24488亿千瓦时，同比下降1.9％，降幅较上年同期收窄1.1个百分点。各省份中，火电发电量同比增长超过5%的有北京、安徽和新疆，分别为11.8%、9.2%和6.3%；21个省份火电发电量出现负增长，其中，福建（-28.1%）、湖南（-27.1%）和广西（-21.8%）同比下降超过20%。 1-7月份，全国核电发电量1163亿千瓦时，同比增长24.5%，增速比上年同期回落10.5个百分点。 1-7月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1392亿千瓦时，同比增长26.1%，增速比上年同期提高2.6个百分点。 五、火电利用小时同比持续下降，全国仅北京同比增加 1-7月份，全国发电设备累计平均利用小时2150小时，同比降低163小时。 图5: 2005年以来历年1-7月份利用小时情况 分类型看，1-7月份，全国水电设备平均利用小时2080小时，同比增加168小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，湖南、湖北、广西和贵州同比分别增加800、386、299和239小时，青海、云南和四川同比分别降低243、231和32小时。全国火电设备平均利用小时2335小时，同比降低222小时；其中山东、江苏、河北等13个省份利用小时数超过全国平均水平；在低于全国平均水平的省份中，云南和西藏最低，不足1000个小时，分别是724和53小时；与上年同期相比，除北京外，其他省份火电利用小时都有所降低，其中，青海、福建和湖南降低超过600小时。全国核电设备平均利用小时3982小时，同比降低200小时。全国风电设备平均利用小时1038小时，同比降低68小时。 图6：1-7月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨区、跨省送出电量同比增长 1-7月份，全国跨区送电完成1919亿千瓦时，同比增长9.5%。其中，华北送华中（特高压）32亿千瓦时，同比下降28.6%；华北送华东92亿千瓦时，同比增长7.5%；东北送华北128亿千瓦时，同比增长36.3%；华中送华东213亿千瓦时，同比增长44.3%；华中送南方138亿千瓦时，同比下降3.1%；西北送华北和华中合计522亿千瓦时，同比增长12.2%；西南送华东499亿千瓦时，同比增长8.6%。 1-7月份，全国各省送出电量合计5292亿千瓦时，同比增长5.4%。其中，内蒙古送出电量792亿千瓦时，同比下降5.7%；四川送出电量620亿千瓦时，同比增长8.3%；湖北送出电量489亿千瓦时，同比增长21.9%；贵州送出电量449亿千瓦时，同比增长4.3%；山西送出电量435亿千瓦时，同比下降6.2%；云南送出电量396亿千瓦时，同比下降0.3%；安徽送出电量285亿千瓦时，同比增长20.5%；河北送出电量231亿千瓦时，同比增长6.8%；新疆送出电量201亿千瓦时，同比增长17.4%。 7月份，全国跨区送电完成414亿千瓦时，同比增长8.7%。其中，华北送华东15亿千瓦时，同比增长5.9%；东北送华北20亿千瓦时，同比增长35.1%；华中送华东63亿千瓦时，同比增长24.0%；华中送南方29亿千瓦时，同比下降4.4%；西北送华北和华中合计82亿千瓦时，同比增长2.2%；西南送华东151亿千瓦时，同比增长16.4%。 7月份，全国各省送出电量合计989亿千瓦时，同比增长7.9%。其中，四川送出电量180亿千瓦时，同比增长9.2%；内蒙古送出电量130亿千瓦时，同比下降1.8%；湖北送出电量124亿千瓦时，同比增长30%；云南送出电量96亿千瓦时，同比增长15.4%；贵州送出电量80亿千瓦时，同比增长10.6%；山西送出电量79亿千瓦时，同比增长1.4%；安徽送出电量42亿千瓦时，同比增长17.9%；陕西送出电量31亿千瓦时，同比下降7.5%。 七、基建新增装机规模同比增加 1-7月份，全国基建新增发电生产能力6475万千瓦，比上年同期多投产1238万千瓦。其中，水电521万千瓦、火电2815万千瓦、核电331万千瓦、风电681万千瓦；水电、火电和风电分别比上年同期少投产76、71和173万千瓦，核电比上年同期基本持平。 八、电源完成投资同比下降，电网完成投资大幅增长 1-7月份，全国主要发电企业电源工程完成投资1454亿元，同比下降8.4%。在电源完成投资中，水电完成投资266亿元，同比下降16.5%；火电完成投资464亿元，同比下降7.2%；核电完成投资256亿元，同比增长7.9%；风电完成投资312亿元，同比下降34.2%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的68.1%，比上年同期回落0.4个百分点。 1-7月份，全国电网工程完成投资2560亿元，同比增长32.5%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-6月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量增速同比提高，三产用电量稳定增长；工业用电量增速同比提高，制造业当月用电量连续四个月正增长；钢铁和有色金属冶炼行业用电量持续负增长，拖累高载能行业用电量增速同比回落；发电装机规模保持较快增长，大幅高于发电量增速；全国发电设备利用小时持续低迷，仅5个省份同比增加；基建新增装机规模同比增加，火电新增装机规模同比增加。 一、全社会用电量增速同比提高，三产用电量稳定增长 1-6月份，全国全社会用电量27759亿千瓦时，同比增长2.7%，增速比上年同期提高1.4个百分点。 分产业看，1-6月份，第一产业用电量475亿千瓦时，同比增长7.7%，占全社会用电量的比重为1.7%；第二产业用电量19759亿千瓦时，同比增长0.5%，增速比上年同期提高1.0个百分点，占全社会用电量的比重为71.2%，对全社会用电量增长的贡献率为14.4%；第三产业用电量3709亿千瓦时，同比增长9.2%，增速比上年同期提高1.2个百分点，占全社会用电量的比重为13.4%，对全社会用电量增长的贡献率为43.3%；城乡居民生活用电量3816亿千瓦时，同比增长7.7%，增速比上年同期提高2.9个百分点，占全社会用电量的比重为13.7%，对全社会用电量增长的贡献率为37.6%。 图1: 2014年以来分月全社会用电量及其增速 分省份看，1-6月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（2.7%）的省份有16个，依次为：西藏（18.0%）、新疆（12.0%）、江西（7.7%）、陕西（7.0%）、安徽（6.2%）、海南（5.6%）、北京（5.5%）、浙江（5.3%）、内蒙古（4.6%）、广东（4.2%）、福建（4.2%）、湖北（4.1%）、江苏（4.1%）、河南（4.0%）、山东（3.0%）和上海（2.7%）；全社会用电量负增长的省份有6个，其中增速低于-5%的省份为：云南（-7.4%）、甘肃（-9.2%）和青海（-10.1%）。 6月份，全国全社会用电量4925亿千瓦时，同比增长2.6%。分产业看，第一产业用电量108亿千瓦时，同比增长2.0%；第二产业用电量3627亿千瓦时，同比增长1.4%；第三产业用电量632亿千瓦时，同比增长8.0%；城乡居民生活用电量558亿千瓦时，同比增长5.4%。 分省份看，6月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（2.6%）的省份有18个，其中增速超过10%的省份仅有西藏（21.4%）；全社会用电量增速为负的省份有8个，其中增速低于-5%的省份为：青海（-8.4%）、甘肃（-10.9%）和云南（-14.4%）。 二、工业用电量增速同比提高，制造业当月用电量连续四个月正增长 1-6月份，全国工业用电量19420亿千瓦时，同比增长0.5%，增速比上年同期提高1.0个百分点，占全社会用电量的比重为70.0%，对全社会用电量增长的贡献率为14.3%。其中，轻工业用电量3291亿千瓦时，同比增长3.3%，增速比上年同期提高1.1个百分点；重工业用电量16129亿千瓦时，与上年基本持平，增速比上年同期提高0.9个百分点。 6月份，全国工业用电量3570亿千瓦时，同比增长1.4%，占全社会用电量的比重为72.5%。其中，轻工业用电量623亿千瓦时，同比增长2.9%，占全社会用电量的比重为12.6%；重工业用电量2947亿千瓦时，同比增长1.1%，占全社会用电量的比重为59.8%。 图2: 2014年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-6月份，全国制造业用电量14561亿千瓦时，同比下降0.3%，增速比上年同期回落0.4个百分点。6月份，全国制造业用电量2697亿千瓦时，同比增长0.5%；制造业日均用电量89.9亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加0.5亿千瓦时/天和5.1亿千瓦时/天。 图3: 2014年以来分月制造业日均用电量 三、钢铁和有色金属冶炼行业用电量持续负增长，拖累高载能行业用电量增速同比回落 1-6月份，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8310亿千瓦时，同比下降 3.3%，增速比上年同期回落1.8个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为29.9%，对全社会用电量增长的贡献率为-39.3%。其中，化工行业用电量2145亿千瓦时，同比增长3.6%，增速比上年同期提高1.4个百分点；建材行业用电量1452亿千瓦时，同比下降0.8%，增速比上年同期提高5.6个百分点；黑色金属冶炼行业用电量2277亿千瓦时，同比下降9.4%；增速比上年同期回落2.9个百分点；有色金属冶炼行业2436亿千瓦时，同比下降4.3%，增速比上年同期回落9.6个百分点。 6月份，四大高载能行业用电量合计1525亿千瓦时，同比下降1.9%，增速比上年同期回落0.6个百分点，占全社会用电量的比重为31.0%。其中，化工行业用电量372亿千瓦时，同比增长0.2%，增速比上年同期回落4.6个百分点；建材行业用电量299亿千瓦时，同比增长2.0%，增速比上年同期提高8.0个百分点；黑色金属行业用电量420亿千瓦时，同比下降5.2%，增速比上年同期提高2.1个百分点；有色金属冶炼行业434亿千瓦时，同比下降2.8%，增速比上年同期回落7.4个百分点。 图4: 2014年以来分月重点行业用电量情况 四、发电装机规模保持较快增长，大幅高于发电量增速 截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.2亿千瓦，同比增长11.3%，增速比上年同期提高2.6个百分点。其中，水电2.8亿千瓦、火电10.2亿千瓦、核电2961万千瓦、并网风电1.4亿千瓦。1-6月份，全国规模以上电厂发电量27595亿千瓦时，同比增长1.0%，增速比上年同期上升0.4个百分点。 1-6月份，全国规模以上电厂水电发电量4811亿千瓦时，同比增长13.4％，增速较上年同期提高0.1个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（1118亿千瓦时）、云南（756亿千瓦时）和湖北（658亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的52.6%，同比增速分别为12.2%、-5.0%和15.0%。 1-6月份，全国规模以上电厂火电发电量20579亿千瓦时，同比下降3.1％，降幅较上年同期收窄0.1个百分点。各省份中，北京（11.4%）、安徽（7.6%）和新疆（6.9%）增长较快，20个省份火电发电量出现负增长，福建（-31.7%）和湖南（-31.0%）同比下降超过30%。 1-6月份，全国核电发电量965亿千瓦时，同比增长24.9%，增速较上年同期回落9.9个百分点。 1-6月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1232亿千瓦时，同比增长24.4%，增速比上年同期回落1.8个百分点。 五、全国发电设备利用小时持续低迷，仅5个省份同比增加 1-6月份，全国发电设备累计平均利用小时1797小时，同比降低138小时，仅北京、湖北、山东、吉林、辽宁5省同比增加。 图5: 2005年以来历年1-6月份利用小时情况 分类型看，1-6月份，全国水电设备平均利用小时1658小时，同比增加146小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，青海、云南和四川同比分别降低204、171和15小时，湖南、广西、湖北和贵州同比分别增加717、289、236和169小时。全国火电设备平均利用小时1964小时，同比降低194小时；其中山东、江苏、河北等12个省份的利用小时数超过2000小时；与上年同期相比，共有27个省份火电利用小时同比降低，其中青海、福建和湖南下降超过600小时。全国核电设备平均利用小时3347小时，同比降低109小时。全国风电设备平均利用小时917小时，同比降低85小时。 图6：1-6月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨区、跨省送出电量同比增长 1-6月份，全国跨区送电完成1505亿千瓦时，同比增加9.7%。其中，华北送华中（特高压）32亿千瓦时，同比下降28.6%；华北送华东77亿千瓦时，同比增长7.9%；东北送华北108亿千瓦时，同比增长36.5%；华中送华东151亿千瓦时，同比增长54.9%；华中送南方109亿千瓦时，同比下降2.8%；西北送华北和华中合计440亿千瓦时，同比增长14.3%；西南送华东349亿千瓦时，同比增长5.5%。 1-6月份，全国各省送出电量合计4302亿千瓦时，同比增长4.8%。其中，内蒙古送出电量662亿千瓦时，同比下降6.4%；四川送出电量440亿千瓦时，同比增长8.0%；贵州送出电量368亿千瓦时，同比增长3.0%；湖北送出电量365亿千瓦时，同比增长19.4%；山西送出电量356亿千瓦时，同比下降7.7%；云南送出电量300亿千瓦时，同比下降4.4%；安徽送出电量244亿千瓦时，同比增长20.9%；河北送出电量209亿千瓦时，同比增长10.6%。 6月份，全国跨区送电完成347亿千瓦时，同比增长14.9%。其中，华北送华东13亿千瓦时，同比增长18.2%；东北送华北15亿千瓦时，同比增长232.7%；华中送华东43亿千瓦时，同比增长25.6%；华中送南方24亿千瓦时，同比下降18.2%；西北送华北和华中合计77亿千瓦时，同比增长5.6%；西南送华东120亿千瓦时，同比增长24.1%。 6月份，全国各省送出电量合计853亿千瓦时，同比增长6.0%。其中，四川送出电量147亿千瓦时，同比增长22.7%；内蒙古送出电量122亿千瓦时，同比下降4.7%；湖北送出电量93亿千瓦时，同比增长15.7%；云南送出电量71亿千瓦时，同比下降8.9%；贵州送出电量71亿千瓦时，同比下降5.3%；山西送出电量70亿千瓦时，同比增长8.5%；河北送出电量32亿千瓦时，同比增长10.5%。 七、基建新增装机规模同比增加，火电新增装机规模同比增加 1-6月份，全国基建新增发电生产能力5699万千瓦，比上年同期多投产1360万千瓦；其中，水电437万千瓦、火电2711万千瓦，核电217千瓦、风电574万千瓦、太阳能投产1760万千瓦; 水电、核电和风电分别比上年同期少投产68、109和77万千瓦；火电比上年同期多投产367万千瓦。 八、电源完成投资同比下降，电网完成投资大幅增长 1-6月份，全国主要发电企业电源工程完成投资1210亿元，比上年同期下降8.7%。在电源完成投资中，水电完成投资227亿元，同比下降17.9%；火电完成投资379亿元，同比下降6.4%；核电完成投资218亿元，同比增长5.1%；风电完成投资244亿元，同比下降38.4%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的68.7%，比上年同期下降0.7个百分点。 1-6月份，全国电网工程完成投资2180亿元，同比增长33.2%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-5月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量增速同比提高，三产和居民用电量保持较快增长；工业用电量连续三个月正增长，轻工业用电量增速持续高于重工业；高载能行业用电增速同比下降，钢铁和有色行业用电量继续负增长；非化石能源发电量持续快速增长，火电发电量降幅进一步扩大；水电设备利用小时为近十年来同期最高水平，火电设备利用小时持续降低；基建新增装机规模同比增加，火电新增装机规模创历史新高。 一、全社会用电量增速同比提高，三产和居民用电量保持较快增长 1-5月份，全国全社会用电量22824亿千瓦时，同比增长2.7%,增速比上年同期提高1.7个百分点。 分产业看，1-5月份，第一产业用电量367亿千瓦时，同比增长9.6%，占全社会用电量的比重为1.6%；第二产业用电量16121亿千瓦时，同比增长0.4%，增速比上年同期提高1.1个百分点，占全社会用电量的比重为70.6%，对全社会用电量增长的贡献率为9.6%；第三产业用电量3077亿千瓦时，同比增长9.6%，增速比上年同期提高1.3个百分点，占全社会用电量的比重为13.5%，对全社会用电量增长的贡献率为44.3%；城乡居民生活用电量3258亿千瓦时，同比增长8.2%，增速比上年同期提高3.3个百分点，占全社会用电量的比重为14.3%，对全社会用电量增长的贡献率为40.8%。 图1: 2014年以来分月全社会用电量及其增速 分省份看，1-5月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（2.7%）的省份有16个，依次为：西藏（17.3%）、新疆（13.1%）、江西（7.8%）、陕西（6.8%）、安徽（6.2%）、北京（5.8%）、浙江（5.3%）、海南（4.7%）、福建（4.4%）、广东（4.3%）、湖北（4.2%）、江苏（3.8%）、河南（3.6%）、内蒙古（3.1%）、山东（2.8%）和上海（2.7%）；全社会用电量负增长的省份有6个，其中增速低于-5%的省份为：青海（-10.5%）、甘肃（-8.8%）和宁夏（-5.1%）。 5月份，全国全社会用电量4730亿千瓦时，同比增长2.1%。分产业看，第一产业用电量97亿千瓦时，同比增长10.9%；第二产业用电量3526亿千瓦时，同比增长0.9%；第三产业用电量560亿千瓦时，同比增长7.4%；城乡居民生活用电量547亿千瓦时，同比增长2.8%。 分省份看，5月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（2.1%）的省份有13个，其中增速超过10%的省份有：西藏（17.9%）和新疆（15.5%）；全社会用电量增速为负的省份有10个，其中增速低于-5%的省份为甘肃（-10.1%）和青海（-8.6%）。 二、工业用电量连续三个月正增长，轻工业用电量增速持续高于重工业 1-5月份，全国工业用电量15839亿千瓦时，同比增长0.4%，增速比上年同期提高1.1个百分点，占全社会用电量的比重为69.4%，对全社会用电量增长的贡献率为9.4%。其中，轻工业用电量为2668亿千瓦时，同比增长3.4%，增速比上年同期提高1.4个百分点；重工业用电量为13171亿千瓦时，同比下降0.2%，增速比上年同期提高1.1个百分点。 5月份，全国工业用电量3471亿千瓦时，同比增长0.9%，占全社会用电量的比重为73.4%。其中，轻工业用电量594亿千瓦时，同比增长2.8%，占全社会用电量的比重为12.6%；重工业用电量2876亿千瓦时，同比增长0.6%，占全社会用电量的比重为60.8%。 图2: 2014年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-5月份，全国制造业用电量11852亿千瓦时，同比下降0.5%，增速比上年同期回落0.4个百分点。5月份，全国制造业用电量2628亿千瓦时，同比增长0.9%；制造业日均用电量84.8亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加0.8亿千瓦时/天和减少0.4亿千瓦时/天。 图3: 2014年以来分月制造业日均用电量 三、高载能行业用电增速同比下降，钢铁和有色金属冶炼行业用电量继续负增长 1-5月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计6774亿千瓦时，同比下降3.6%，增速比上年同期回落2.0个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为29.7%，对全社会用电量增长的贡献率为-42.3%。其中，化工行业用电量1773亿千瓦时，同比增长4.4%，增速比上年同期提高2.8个百分点；建材行业用电量1153亿千瓦时，同比下降1.5%，增速比上年同期提高5.1个百分点；黑色金属冶炼行业用电量1858亿千瓦时，同比下降10.2%，增速比上年同期回落3.7个百分点；有色金属冶炼行业1990亿千瓦时，同比下降5%，增速比上年同期回落10.0个百分点。 5月份，四大高载能行业用电量合计1507亿千瓦时，同比下降1.0%，增速比上年同期提高0.2个百分点，占全社会用电量的比重为31.9%。其中，化工行业用电量368亿千瓦时，同比增长5.7%，增速比上年同期提高7.8个百分点；建材行业用电量295亿千瓦时，同比增长0.8%，增速比上年同期提高7.4个百分点；黑色金属行业用电量415亿千瓦时，同比下降4.9%，增速比上年同期提高0.2个百分点；有色金属冶炼行业429亿千瓦时，同比下降3.5%，增速比上年同期回落13.8个百分点。 图4: 2014年以来分月重点行业用电量情况 四、非化石能源发电量持续快速增长，火电发电量降幅进一步扩大 截至5月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.1亿千瓦，同比增长11.6%，增速比上年同期提高2.8个百分点。其中，水电2.8亿千瓦、火电10.1亿千瓦、核电2849万千瓦、并网风电1.4亿千瓦。1-5月份，全国规模以上电厂发电量22676亿千瓦时，同比增长0.9%，增速比上年同期提高0.7个百分点。 1-5月份，全国规模以上电厂水电发电量3743亿千瓦时，同比增长16.7％，增速较上年同期提高5.2个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（855亿千瓦时）、云南（588亿千瓦时）和湖北（500亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的51.9%，同比增长分别为11.9%、-4.5%和17.4%。 1-5月份，全国规模以上电厂火电发电量17122亿千瓦时，同比下降3.6％，降幅较上年同期扩大0.5个百分点。各省份中，北京（13.3%）、安徽（8.6%）和新疆（8.5%）增长较快，21个省份火电发电量出现负增长，福建（-35.4%）和湖南（-33.2%）同比下降超过30%。 1-5月份，全国核电发电量785亿千瓦时，同比增长27.9%，增速较上年同期回落3.7个百分点。 1-5月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1061亿千瓦时，同比增长26.4%，增速比上年同期提高3.7个百分点。 五、水电设备利用小时为近十年来同期最高水平，火电设备利用小时持续降低 1-5月份，全国发电设备累计平均利用小时1484小时，同比降低116小时。 图5: 2005年以来历年1-5月份利用小时情况 分类型看，1-5月份，全国水电设备平均利用小时1295小时，同比增加153小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，青海、云南和四川同比分别降低160、124和30小时，其余省份均有所增加，其中湖南、贵州和广西同比分别增加747、298和271小时。全国火电设备平均利用小时1635小时，同比降低178小时；其中山东、江苏和河北利用小时数超过2000小时；与上年同期相比，共有27个省份火电利用小时同比降低，其中青海、福建和湖南下降超过600小时。全国核电设备平均利用小时2754小时，同比降低39小时。全国风电设备平均利用小时793小时，同比降低64小时。 图6：1-5月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨区、跨省送出电量同比增长 1-5月份，全国跨区送电完成1158亿千瓦时，同比增加8.2%。其中，华北送华中（特高压）32亿千瓦时，同比下降28.3%；华北送华东64亿千瓦时，同比增长6.1%；东北送华北93亿千瓦时，同比增长24.0%；华中送华东107亿千瓦时，同比增长71.1%；华中送南方85亿千瓦时，同比增长2.7%；西北送华北和华中合计363亿千瓦时，同比增长16.3%；西南送华东228亿千瓦时，同比下降2.2%。 1-5月份，全国各省送出电量合计3449亿千瓦时，同比增长4.5%。其中，内蒙古送出电量540亿千瓦时，同比下降6.8%；贵州送出电量298亿千瓦时，同比增长5.2%；四川送出电量293亿千瓦时，同比增长1.8%；山西送出电量286亿千瓦时，同比下降11.0%；湖北送出电量272亿千瓦时，同比增长20.7%；云南送出电量229亿千瓦时，同比下降3.0%；安徽送出电量216亿千瓦时，同比增长29.1%；河北送出电量177亿千瓦时，同比增长10.6%。 5月份，全国跨区送电完成268亿千瓦时，同比增长19.6%。其中，华北送华东11亿千瓦时，同比下降33.5%；东北送华北20亿千瓦时，同比增长62.8%；华中送华东36亿千瓦时，同比增长62.3%；华中送南方23亿千瓦时，同比增长17.5%；西北送华北和华中合计72亿千瓦时，同比增长9.7%；西南送华东70亿千瓦时，同比增长50.9%。 5月份，全国各省送出电量合计762亿千瓦时，同比增长8.4%。其中，内蒙古送出电量124亿千瓦时，同比下降2.9%；四川送出电量83亿千瓦时，同比增长51.3%；湖北送出电量77亿千瓦时，同比增长35.1%；贵州送出电量68亿千瓦时，同比增长1.0%；云南送出电量63亿千瓦时，同比增长6.1%；山西送出电量57亿千瓦时，同比下降17.5%；河北送出电量39亿千瓦时，同比增长7.1%；安徽送出电量33亿千瓦时，同比下降6.9%。 七、基建新增装机规模同比增加，火电新增装机规模创历史新高 1-5月份，全国基建新增发电生产能力4202万千瓦，比上年同期多投产958万千瓦。其中，水电321万千瓦、火电2425万千瓦、核电217万千瓦、风电448万千瓦；水电比上年同期少投产76万千瓦，火电、核电和风电分别比上年同期多投产493、108和68万千瓦。 八、电源完成投资同比下降，电网完成投资大幅增长 1-5月份，全国主要发电集团电源工程完成投资903亿元，比上年同期下降8.1%。在电源完成投资中，水电完成投资178亿元，同比下降20.1%；火电完成投资273元，同比下降8.2%；风电完成投资190亿元，同比下降29.6%；核电完成投资168亿元，同比增长6.3%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的69.7%，与上年同期基本持平。 1-5月份，全国电网工程完成投资1638亿元，同比增长39.1%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-4月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量增速同比提高，二产用电增速连续两个月正增长；工业用电量与上年同期基本持平，制造业用电降幅收窄；建材、钢铁和有色金属冶炼行业用电量同比下降，化工行业用电保持正增长；发电装机规模保持较快增长，发电量增速持续低迷；火电利用小时持续下降，为2005年以来同期最低水平；全国跨区、跨省送出电量同比增长；基建新增装机规模高于同期，火电新增装机规模同比增加。 一、全社会用电量增速同比提高，二产用电增速连续两个月正增长 1-4月份，全国全社会用电量18093亿千瓦时，同比增长2.9%,增速比上年同期提高2.0个百分点。 分产业看，1-4月份，第一产业用电量270亿千瓦时，同比增长9.1%，占全社会用电量的比重为1.5%；第二产业用电量12595亿千瓦时，同比增长0.2%，占全社会用电量的比重为69.6%，对全社会用电量增长的贡献率为4.6%；第三产业用电量2516亿千瓦时，同比增长10.0%，增速比上年同期提高2.1个百分点，占全社会用电量的比重为13.9%，对全社会用电量增长的贡献率为45.0%；城乡居民生活用电量2711亿千瓦时，同比增长9.5%，增速比上年同期提高5.4个百分点，占全社会用电量的比重为15.0%，对全社会用电量增长的贡献率为45.9%。 图1: 2014年以来分月全社会用电量及其增速 分省份看，1-4月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（2.9%）的省份有15个，依次为：西藏（17.1%）、新疆（12.5%）、江西（8.3%）、陕西（7.4%）、安徽（7.1%）、北京（6.6%）、浙江（5.7%）、广东（4.8%）、海南（4.8%）、湖北（4.7%）、河南（4.4%）、江苏（4.0%）、内蒙古（3.2%）、福建（3.2%）和上海（3.1%）；全社会用电量负增长的省份有6个，其中增速低于-5%的省份为：宁夏（-6.2%）、甘肃（-8.5%）和青海（-11.0%）。 4月份，全国全社会用电量4569亿千瓦时，同比增长1.9%。分产业看，4月份，第一产业用电量86亿千瓦时，同比增长12.5%；第二产业用电量3316亿千瓦时，同比增长0.6%；第三产业用电量569亿千瓦时，同比增长5.8%；城乡居民生活用电量598亿千瓦时，同比增长4.1%。 分省份看，4月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（1.9%）的省份有16个，其中增速超过10%的省份有：西藏（18.9%）和新疆（14.5%）；全社会用电量增速为负的省份有10个，其中增速低于-5%的省份为：云南（-8.1%）、青海（-9.4%）和甘肃（-10.0%）。 二、工业用电量与上年同期基本持平，制造业用电降幅收窄 1-4月份，全国工业用电量12369亿千瓦时，同比增长0.2%，增速比上年同期提高1.0个百分点，占全社会用电量的比重为68.4%，对全社会用电量增长的贡献率为4.5%。其中，轻工业用电量2075亿千瓦时，同比增长3.6%，增速比上年同期提高1.7个百分点；重工业用电量为10295亿千瓦时，同比下降0.5%，增速比上年同期提高0.8个百分点。 4月份，全国工业用电量3260亿千瓦时，同比增长0.6%，占全社会用电量的比重为71.3%。其中，轻工业用电量581亿千瓦时，同比增长1.7%，占全社会用电量的比重为12.7%；重工业用电量2679亿千瓦时，同比增长0.3%，占全社会用电量的比重为58.6%。 图2: 2014年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-4月份，全国制造业用电量9225亿千瓦时，同比下降0.9%，增速比上年同期低0.7个百分点。4月份，全国制造业用电量2557亿千瓦时，同比增长0.8%；制造业日均用电量85.2亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加0.7亿千瓦时/天和9.2亿千瓦时/天。 图3: 2014年以来分月制造业日均用电量 三、建材、钢铁和有色金属冶炼行业用电量同比下降，化工行业用电保持正增长 1-4月份，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5267亿千瓦时，同比下降 4.4%，增速比上年同期回落2.7个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为29.1%，对全社会用电量增长的贡献率为-47.8%。其中，化工行业用电量1405亿千瓦时，同比增长4.0%，增速比上年同期提高1.1个百分点；建材行业用电量858亿千瓦时，同比下降2.2%，增速比上年同期提高4.3个百分点；黑色金属冶炼行业用电量1443亿千瓦时，同比下降11.6%；增速比上年同期回落4.7个百分点；有色金属冶炼行业1562亿千瓦时，同比下降5.4%，增速比上年同期回落9.1个百分点。 4月份，四大高载能行业用电量合计1454亿千瓦时，同比下降0.5%，增速比上年同期提高2.5个百分点，占全社会用电量的比重为31.8%。其中，化工行业用电量362亿千瓦时，同比增长5.9%，增速比上年同期提高4.5个百分点；建材行业用电量283亿千瓦时，同比增长4.4%，增速比上年同期提高15.5个百分点；黑色金属行业用电量402亿千瓦时，同比下降4.3%，增速比上年同期提高2.8个百分点；有色金属冶炼行业407亿千瓦时，同比下降4.9%，增速比上年同期回落10.0个百分点。 图4: 2014年以来分月重点行业用电量情况 四、发电装机规模保持较快增长，发电量增速持续低迷 截至4月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.0亿千瓦，同比增长11.9%，增速比上年同期提高2.9个百分点。其中，水电2.8亿千瓦、火电10.1亿千瓦、核电2814万千瓦、并网风电1.3亿千瓦。1-4月份，全国规模以上电厂发电量17986亿千瓦时，同比增长0.9%，增速比上年同期提高0.7个百分点。 1-4月份，全国规模以上电厂水电发电量2816亿千瓦时，同比增长15.5％，增速同比提高0.2个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（659亿千瓦时）、云南（454亿千瓦时）和湖北（354亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的52.1%，同比增速分别为8.4%、-4.7%和13.6%。 1-4月份，全国规模以上电厂火电发电量13772亿千瓦时，同比下降3.2％，降幅较上年同期收窄0.3个百分点。各省份中，北京（15.1%）和安徽（11.3%）增长较快，20个省份火电发电量出现负增长，福建（-38.4%）、湖南（-35.8%）和青海（-32.1%）同比下降超过30%。 1-4月份，全国核电发电量621亿千瓦时，同比增长30.1%，增速较上年同期回落2.5个百分点。 1-4月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量799亿千瓦时，同比增长22.7%，增速比上年同期回落4.3个百分点。 五、火电利用小时持续下降，为2005年以来同期最低水平 1-4月份，全国发电设备累计平均利用小时1180小时，同比降低97小时。 图5: 2005年以来历年1-4月份利用小时情况 分类型看，1-4月份，全国水电设备平均利用小时965小时，同比增加99小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，青海、云南和四川同比分别降低116、112和71小时，其余省份均有所增加，其中湖南、贵州和广西同比分别增加596、237和190小时。全国火电设备平均利用小时1322小时，同比降低140小时；其中江苏、河北、山东利用小时数超过1600小时；与上年同期相比，共有24个省份火电利用小时同比降低，其中青海、福建和湖南下降超过500小时。全国核电设备平均利用小时2198小时，同比增加11小时。全国风电设备平均利用小时598小时，同比降低74小时。 图6：1-4月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨区、跨省送出电量同比增长 1-4月份，全国跨区送电完成884亿千瓦时，同比增加4.4%。其中，华北送华中（特高压）27亿千瓦时，同比下降27.4%；华北送华东54亿千瓦时，同比增长20.5%；东北送华北73亿千瓦时，同比增长16.6%；华中送华东71亿千瓦时，同比增长75.8%；华中送南方61亿千瓦时，同比下降2.0%；西北送华北和华中合计291亿千瓦时，同比增长18.1%；西南送华东164亿千瓦时，同比下降12.4%。 1-4月份，全国各省送出电量合计2667亿千瓦时，同比增长2.8%。其中，内蒙古送出电量416亿千瓦时，同比下降7.9%；山西送出电量229亿千瓦时，同比下降9.2%；贵州送出电量218亿千瓦时，同比增长1.2%；四川送出电量211亿千瓦时，同比下降9.7%；湖北送出电量195亿千瓦时，同比增长15.8%；安徽送出电量183亿千瓦时，同比增长38.8%；云南送出电量166亿千瓦时，同比下降6.0%。 4月份，全国跨区送电完成226亿千瓦时，同比增长3.3%。其中，华北送华东15亿千瓦时，同比增长40.1%；东北送华北20亿千瓦时，同比增长55.5%；华中送华东23亿千瓦时，同比增长42.4%；华中送南方21亿千瓦时，同比增长13.4%；西北送华北和华中合计75亿千瓦时，同比增长24.1%；西南送华东33亿千瓦时，同比下降41.1%。 4月份，全国各省送出电量合计702亿千瓦时，同比增长0.5%。其中，内蒙古送出电量124亿千瓦时，同比下降8.2%；贵州送出电量61亿千瓦时，同比下降2.1%；山西送出电量58亿千瓦时，同比下降12.4%；湖北送出电量57亿千瓦时，同比增长11.7%；云南送出电量48亿千瓦时，同比下降26.3%；四川送出电量42亿千瓦时，同比下降37.6%；安徽送出电量41亿千瓦时，同比增长27.6%。 七、基建新增装机规模高于同期，火电新增装机规模同比增加 1-4月份，全国基建新增发电生产能力3551万千瓦，比上年同期多投产1123万千瓦。其中，水电204万千瓦、火电2192万千瓦、核电217万千瓦、风电351万千瓦，水电比上年同期少投产97万千瓦，火电、核电和风电分别比上年同期多投产793、108和113万千瓦。 八、电源完成投资同比下降，电网完成投资同比增长 1-4月份，全国主要发电企业电源工程完成投资663亿元，比上年同期下降13.1%。在电源完成投资中，水电完成投资139亿元，同比下降19.4%；火电完成投资191亿元，同比下降15.2%；风电完成投资144亿元，同比下降31.9%；核电完成投资129亿元，同比增长2.7%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的71.2%，比上年同期提高0.7个百分点。 1-4月份，全国电网工程完成投资1249亿元，同比增长44.2%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-3月份，全国电力供需总体宽松。受闰年、气温偏低等因素影响，全社会用电量增速同比提高，三产用电量保持较快增长；工业用电量与上年同期基本持平，制造业用电量负增长；高载能行业用电增速同比回落，建材、钢铁和有色金属冶炼行业用电量负增长；非化石能源发电保持快速增长，火电发电量延续负增长态势；水电利用小时为近十年最高，火电利用小时持续下降；火电新增装机规模同比增加，水电新增装机规模与上年同期基本持平。 一、全社会用电量增速同比提高，三产用电量保持较快增长 1-3月份，全国全社会用电量13524亿千瓦时，同比增长3.2%,增速比上年同期提高2.4个百分点。 分产业看，1-3月份，第一产业用电量184亿千瓦时，同比增长7.8%，占全社会用电量的比重为1.4%；第二产业用电量9291亿千瓦时，同比增长0.2%，占全社会用电量的比重为68.7%，对全社会用电量增长的贡献率为3.3%；第三产业用电量1940亿千瓦时，同比增长10.9%，占全社会用电量的比重为14.3%，对全社会用电量增长的贡献率为45.0%；城乡居民生活用电量2108亿千瓦时，同比增长10.8%，占全社会用电量的比重为15.6%，对全社会用电量增长的贡献率为48.5%。 图1: 2014年以来分月全社会用电量及其增速 分地区看，1-3月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（3.2%）的省份有15个，依次为：西藏（16.6%）、新疆（11.8%）、江西（9.3%）、安徽（7.7%）、陕西（7.5%）、北京（7.2%）、浙江(6.5%)、广东（6.2%）、湖北（5.8%）、河南（5.3%）、江苏（4.6%）、海南（4.4%）、上海（4.2%）、福建（3.9%）和内蒙古（3.2%）；全社会用电量负增长的省份有5个，其中增速低于-5%的省份为：甘肃（-8.0%）、宁夏（-10.0%）和青海（-11.5%）。 3月份，全国全社会用电量4762亿千瓦时，同比增长5.6%。分产业看，第一产业用电量67亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量3376亿千瓦时，同比增长4.3%；第三产业用电量615亿千瓦时，同比增长9.0%；城乡居民生活用电量703亿千瓦时，同比增长8.9%。 分地区看，3月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（5.6%）的省份有10个，其中增速超过10%的省份有：西藏（29.7%）、新疆（15.1%）、浙江（13.9%）、山东（13.4%）、福建（13.3%）和江西（11.3%）；全社会用电量增速为负的省份有7个，其中增速低于-5%的省份为甘肃（-6.8%）和青海（-7.3%）。 二、工业用电量与上年同期基本持平，制造业用电量负增长 1-3月份，全国工业用电量9121亿千瓦时，同比增长0.2%，增速比上年同期提高0.8个百分点，占全社会用电量的比重为67.4%，对全社会用电量增长的贡献率为3.5%。其中，轻工业用电量1494亿千瓦时，同比增长4.3%，增速比上年同期提高2.5个百分点；重工业用电量为7627亿千瓦时，同比下降0.6%，增速比上年同期提高0.5个百分点。 图2: 2014年以来分月轻、重工业用电量增速情况 3月份，全国工业用电量3329亿千瓦时，同比增长4.2%，占全社会用电量的比重为69.9%。其中，轻工业用电量508亿千瓦时，同比增长15.9%，占全社会用电量的比重为10.7%；重工业用电量2820亿千瓦时，同比增长2.4%，占全社会用电量的比重为59.2%。 1-3月份，全国制造业用电量6670亿千瓦时，同比下降1.5%，增速比上年同期回落1.5个百分点。3月份，全国制造业用电量2357亿千瓦时，同比增长8.2%；制造业日均用电量76.0亿千瓦时/天，分别比上年同期和前两月增加7.6亿千瓦时/天和4.2亿千瓦时/天。 图3: 2014年以来分月制造业日均用电量 三、高载能行业用电增速同比回落，建材、钢铁和有色金属冶炼行业用电量负增长 1-3月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计3816亿千瓦时，同比下降5.8%，增速比上年同期回落4.5个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为28.2%，对全社会用电量增长的贡献率为-55.0%。其中，化工行业用电量1044亿千瓦时，同比增长3.4%，增速比上年同期回落0.2个百分点；建材行业用电量578亿千瓦时，同比下降4.7%，增速比上年同期回落0.2个百分点；黑色金属冶炼行业用电量1042亿千瓦时，同比下降14.0%，增速比上年同期回落7.2个百分点；有色金属冶炼行业1152亿千瓦时，同比下降5.7%，增速比上年同期回落8.8个百分点。 图4: 2014年以来分月重点行业用电量情况 3月份，四大高载能行业用电量合计1374亿千瓦时，同比增长2.9%，增速比上年同期提高7.7个百分点，占全社会用电量的比重为28.8%。其中，化工行业用电量364亿千瓦时，同比增长3.4%，增速比上年同期回落2.1个百分点；建材行业用电量205亿千瓦时，同比增长12.4%，增速比上年同期提高34.7个百分点；黑色金属行业用电量371亿千瓦时，同比下降5.6%，增速比上年同期提高3.5个百分点；有色金属冶炼行业433亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高3.9个百分点。 四、非化石能源发电保持快速增长，火电发电量延续负增长态势 截至3月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量14.9亿千瓦，同比增长11.7%。其中，水电2.8亿千瓦、火电10.1亿千瓦、核电2814万千瓦、并网风电13407万千瓦。1-3月份，全国规模以上电厂发电量13551亿千瓦时，同比增长1.8%，增速比上年同期提高1.9个百分点。 1-3月份，全国规模以上电厂水电发电量2033亿千瓦时，同比增长17.5％，增速同比提高0.5个百分点。 1-3月份，全国规模以上电厂火电发电量10493亿千瓦时，同比下降2.2％，增速较上年同期提高1.5个百分点。各省中，北京（13.7%）和安徽（10.8%）增长较快，18个省份火电发电量出现负增长，福建（-32.7%）、湖南（-32.6%）、青海（-31.7%）及云南（-30.6%）同比下降超过30%。 1-3月份，全国核电发电量471亿千瓦时，同比增长33.4%，增速较上年同期提高3.7个百分点。 1-3月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量561亿千瓦时，同比增长21.0%，增速比上年同期回落3.6个百分点。 五、水电利用小时为近十年最高，火电利用小时持续下降 1-3月份，全国发电设备累计平均利用小时886小时，同比降低74小时。 图5: 2005年以来历年1-3月份利用小时情况 分类型看，1-3月份，全国水电设备平均利用小时691小时，同比增加82小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，只有青海和云南同比分别降低77小时和27小时，其余省份均有所增加，其中湖南、贵州、广西和湖北同比分别增加418、153和141小时。全国火电设备平均利用小时1006小时，同比降低108小时；其中北京1328小时，河北、江苏和山东利用小时数超过1200小时，云南和西藏火电设备利用小时低于500小时，分别为279和27小时；与上年同期相比，共有25个省份火电利用小时同比降低，其中青海、四川、福建及湖南下降超过350小时。全国核电设备平均利用小时1646小时，同比增加7小时。全国风电设备平均利用小时422小时，同比降低61小时。 图6：1-3月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、省间送出电量同比增长，进口电量同比下降 1-3月份，全国跨区送电完成658亿千瓦时，同比增长4.8%。其中，华北送华中（特高压）19亿千瓦时，同比下降32.1%；华北送华东39亿千瓦时，同比增长14.5%；东北送华北53亿千瓦时，同比增长6.4%；华中送华东49亿千瓦时，同比增长97.1%；华中送南方40亿千瓦时，同比下降8.5%；西北送华北和华中合计216亿千瓦时，同比增长16.1%；西南送华东131亿千瓦时，与上年基本持平。 1-3月份，全国各省送出电量合计1966亿千瓦时，同比增长3.6%。其中，内蒙古送出电量292亿千瓦时，同比下降7.8%；山西送出电量170亿千瓦时，同比下降8.1%；四川送出电量169亿千瓦时，同比增长1.4%；贵州送出电量158亿千瓦时，同比增长2.5%；安徽送出电量142亿千瓦时，同比增长42.4%；湖北送出电量138亿千瓦时，同比增长17.6%；云南送出电量118亿千瓦时，同比增长5.8%。 3月份，全国跨区送电完成236亿千瓦时，同比增长7.4%。其中，华北送华东15亿千瓦时，同比增长50.6%；东北送华北16亿千瓦时，同比增长14.0%；华中送华东16亿千瓦时，同比增长61.5%；华中送南方16亿千瓦时，同比增长8.1%；西北送华北和华中合计83亿千瓦时，同比增长19.8%；西南送华东47亿千瓦时，同比下降6.0%。 3月份，全国各省送出电量合计720亿千瓦时，同比增长3.8%。其中，内蒙古送出电量115亿千瓦时，同比下降4.2%；四川送出电量61亿千瓦时，同比下降0.6%；贵州送出电量60亿千瓦时，同比下降8.8%；山西送出电量56亿千瓦时，同比下降14.5%；云南送出电量52亿千瓦时，同比下降10.8%；安徽送出电量49亿千瓦时，同比增长53.6%；湖北送出电量46亿千瓦时，同比增长11.4%。 七、火电新增装机规模同比增加，水电新增装机规模与上年同期基本持平 1-3月份，全国基建新增发电生产能力2815万千瓦，比上年同期多投产1008万千瓦。其中，水电159万千瓦、火电1746万千瓦、核电217万千瓦、风电251万千瓦、太阳能442万千瓦，水电投产与上年同期基本持平，火电、核电、风电和太阳能分别比上年同期多投752、108、52和96万千瓦。 八、电源完成投资同比下降，电网完成投资同比增长 1-3月份，全国主要发电企业电源工程完成投资464亿元，比上年同期下降14.9%。在电源完成投资中，水电完成投资106亿元，同比下降20.5%；火电完成投资126亿元，同比下降19.5%；核电完成投资90亿元，同比下降5.7%；风电完成投资102亿元，同比下降27.9%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的72.8%，比上年同期提高1.6个百分点。 1-3月份，全国电网工程完成投资837亿元，同比增长40.8%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-2月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量低速增长，三产和居民用电量快速增长；工业用电量增长持续不振，轻、重工业用电量均负增长；除化工用电保持正增长外，其他高耗能行业用电量大幅回落；火电发电量延续负增长态势，其他类型发电量较快增长；水电利用小时同比增加，火电和核电利用小时同比降幅增加；全国跨区、跨省送电量保持低速增长；基建新增装机规模同比增加，火电新增装机规模同比大幅上升。 一、全社会用电量低速增长，三产和居民用电量快速增长 1-2月份，全国全社会用电量8762亿千瓦时，同比增长2.0%, 增速比上年同期回落0.5个百分点。 分产业看，1-2月份，第一产业用电量117亿千瓦时，同比增长6.7%，占全社会用电量的比重为1.3%；第二产业用电量5915亿千瓦时，同比下降2.1%，占全社会用电量的比重为67.5%，对全社会用电量增长的贡献率为-73.3%；第三产业用电量1325亿千瓦时，同比增长11.9%，占全社会用电量的比重为15.1%，对全社会用电量增长的贡献率为82.2%；城乡居民生活用电量1405亿千瓦时，同比增长11.8%，占全社会用电量的比重为16.0%，对全社会用电量增长的贡献率为86.8%。 图1: 2014年以来分月全社会用电量及其增速 分地区看，1-2月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（2.0%）的省份有17个，依次为：西藏（10.9%）、新疆（10.2%）、陕西（9.0%）、北京（8.5%）、江西（8.2%）、安徽（7.3%）、河南（6.4%）、湖北（6.0%）、上海（5.8%）、江苏（5.7%）、广东（4.3%）、湖南（3.5%）、黑龙江（3.5%）、内蒙古（3.1%）、海南（3.0%）、天津（2.5%）和浙江（2.3%）；全社会用电量负增长的省份有10个，其中增速低于-5%的省份为：甘肃（-8.5%）、宁夏（-13.5%）和青海（-13.6%）。 二、工业用电量增长持续不振，轻、重工业用电量均负增长 1-2月份，全国工业用电量5792亿千瓦时，同比下降2.0%，增速同比回落3.3个百分点，占全社会用电量的比重为66.1%，对全社会用电量增长的贡献率为-70.1%。其中，轻工业用电量985亿千瓦时，同比下降0.8%，增速比上年同期回落11.2个百分点；重工业用电量为4807亿千瓦时，同比回落2.3%，增速比上年同期回落1.8个百分点。 图2: 2014年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-2月份，全国制造业用电量4312亿千瓦时，同比下降6.1%，增速比上年同期降低10.4个百分点。 图3: 2014年以来分月制造业日均用电量 三、除化工用电保持正增长外，其他高耗能行业用电量大幅回落 1-2月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计2441亿千瓦时，同比下降10.1%，增速同比回落10.6个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为27.9%，对全社会用电量增长的贡献率为-159.3%。其中，化工行业用电量679亿千瓦时，同比增长3.3%，增速比上年同期提高0.7个百分点；建材行业用电量372亿千瓦时，同比下降12.0%，增速比上年同期回落17.8个百分点；黑色金属冶炼行业用电量671亿千瓦时，同比下降18.0%，增速比上年同期回落12.4个百分点；有色金属冶炼行业719亿千瓦时，同比下降11.8%，增速比上年同期回落15.3个百分点。 图4: 2014年以来分月重点行业用电量情况 四、火电发电量延续负增长态势，其他类型发电量较快增长 截至2月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量14.9亿千瓦，同比增长11.8%。其中，水电2.8亿千瓦、火电10.0亿千瓦、核电2814万千瓦、并网风电13330万千瓦。1-2月份，全国规模以上电厂发电量8702亿千瓦时，同比增长0.3%，增速比上年同期降低1.6个百分点。 1-2月份，全国规模以上电厂水电发电量1289亿千瓦时，同比增长22.6％，增速同比提高10个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（332亿千瓦时）、云南（222亿千瓦时）和湖北（146亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的54.3%，同比增速分别为18.8%、11.8%和12.4%。 1-2月份，全国规模以上电厂火电发电量6786亿千瓦时，同比下降4.3％，降幅较上年同期扩大3.5个百分点。各省中，只有新疆、安徽和湖北增长较快（17.5%、11.0%和10.8%），20个省份火电发电量出现负增长，福建（-39.5%）和云南（-47.1%）同比下降接近或超过40%。 1-2月份，全国核电发电量285亿千瓦时，同比增长23.1%，降幅较上年同期扩大7.9个百分点。 1-2月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量348亿千瓦时，同比增长21.9%，增幅比上年同期持平。 五、水电利用小时同比增加，火电和核电利用小时同比降幅增加 1-2月份，全国发电设备累计平均利用小时575小时，同比下降54小时，降幅同比扩大15小时。 图5: 2005年以来历年1-2月份利用小时情况 分类型看，1-2月份，全国水电设备平均利用小时445小时，同比增长72小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，只有青海同比下降50小时，其余省份都有所增加，其中湖南增长289小时，贵州增长121小时，广西增长100小时。全国火电设备平均利用小时656小时，同比下降83小时，降幅比2015年同期扩大31小时；其中北京、河北、江苏、安徽利用小时数接近或超过800小时；与上年同期相比，共有25个省份火电利用小时同比下降，其中，四川、西藏、青海及福建下降超过300小时。全国核电设备平均利用小时1025小时，同比下降68小时。全国风电设备平均利用小时263小时，同比下降39小时。 图6：1-2月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨区、跨省送电量保持低速增长 1-2月份，全国跨区送电完成422亿千瓦时，同比增加3.4%。其中，华北送华中（特高压）14亿千瓦时，同比下降17.0%；华北送华东24亿千瓦时，同比下降0.9%；东北送华北37亿千瓦时，同比增长3.3%；华东送华中0亿千瓦时,同比增长-99.9%；华中送华东33亿千瓦时，同比增长121.4%；华中送南方24亿千瓦时，同比下降17.1%；西北送华北和华中合计133亿千瓦时，同比增长13.9%；西南送华东84亿千瓦时，同比增长3.7%。 1-2月份，全国各省送出电量合计1216亿千瓦时，同比增长3.8%。其中，内蒙古送出电量177亿千瓦时，同比下降9.9%；山西送出电量115亿千瓦时，同比下降4.7%；四川送出电量108亿千瓦时，同比增长2.6%；贵州送出电量98亿千瓦时，同比增长10.9%；安徽送出电量94亿千瓦时，同比增长37.2%；湖北送出电量92亿千瓦时，同比增长20.9%；云南送出电量66亿千瓦时，同比增长24.0%；河北送出电量63亿千瓦时，同比增长11.4%；新疆送出电量52亿千瓦时，同比增长15.3%。 七、基建新增装机规模同比增加，火电新增装机规模同比大幅上升 1-2月份，全国基建新增发电生产能力2228万千瓦，比上年同期多投产886万千瓦。其中，水电99万千瓦、火电1395万千瓦、核电227万千瓦、风电160万千瓦、太阳能348万千瓦，水电比去年同期少投产40万千瓦；火电、核电、风电、太阳能分别比去年同期多投产608、118、59和142万千瓦。 八、电源完成投资同比下降，电网完成投资同比增长 1-2月份，全国主要发电企业电源工程完成投资316亿元，比上年同期下降21.5%。在电源完成投资中，水电完成投资84亿元，同比下降12.7%；火电完成投资86亿元，同比下降43.5%；风电完成投资68亿元，同比下降19.6%；核电完成投资53亿元，同比下降4.0%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的72.9%，比上年同期提高10.6个百分点。 1-2月份，全国电网工程完成投资449亿元，同比增长35.8%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-11月份，全国电力供需形势总体宽松。全社会用电量增速同比回落，三产用电量保持较快增长；工业用电量持续负增长，制造业用电量同比降幅扩大；高耗能行业用电量持续负增长，钢铁和有色行业用电量环比下降；核电、风电发电量增长显著，火电发电量连续13个月负增长；各类型发电设备利用小时均同比降低，利用小时降幅继续扩大；跨区输送电量低速增长，跨省输送电量负增长；火电新增装机规模同比大幅上升，水电新增装机规模同比下降。 一、全社会用电量增速同比回落，三产用电量保持较快增长 1-11月份，全国全社会用电量50493亿千瓦时，同比增长0.7%,增速同比回落3.0个百分点。 分产业看，1-11月份，第一产业用电量953亿千瓦时，同比增长3.0%，占全社会用电量的比重为1.9%；第二产业用电量36330亿千瓦时，同比下降1.1%，占全社会用电量的比重为72.0%，对全社会用电量增长的贡献率为-113.2%；第三产业用电量6524亿千瓦时，同比增长7.3%，增速同比提高1.2个百分点，用电量占全社会用电量的比重为12.9%，对全社会用电量增长的贡献率为122.2%；城乡居民生活用电量6686亿千瓦时，同比增长4.7%，增速同比提高2.7个百分点，占全社会用电量的比重为13.2%，对全社会用电量增长的贡献率为83.4%。 图1: 2013年以来分月全社会用电量及其增速 分地区看，1-11月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（0.7%）的省份有21个，其中增速高于2%的省份为：西藏（19.3%）、海南（8.1%）、江西（6.9%）、新疆（6.1%）、内蒙古（5.3%）、安徽（3.6%）、宁夏(3.5%)、上海（3.0%）、江苏（2.1%）；全社会用电量负增长的省份有8个，其中增速低于-5%的省份为：青海（-8.6%）和云南（-5.6%）。 11月份，全国全社会用电量4658亿千瓦时，同比增长0.6%。分产业看，第一产业用电量74亿千瓦时，同比增长2.7%；第二产业用电量3471亿千瓦时，同比下降1.6%；第三产业用电量566亿千瓦时，同比增长9.4%；城乡居民生活用电量547亿千瓦时，同比增长6.5%。 分地区看，11月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（0.6%）的省份有18个，其中增速超过10%的省份有：西藏（16.5%）、北京（15.0%）和海南（10.7%）；全社会用电量增速为负的省份有11个，其中增速低于-5%的省份有：甘肃（-10.7%）、新疆（-11.0%）、青海（-11.9%）和云南（-14.4%）。 二、工业用电量持续负增长，制造业用电量同比降幅扩大 1-11月份，全国工业用电量35698亿千瓦时，同比下降1.1%，增速同比降低4.8个百分点，占全社会用电量的比重为70.7%，对全社会用电量增长的贡献率为-107.9%。其中，轻、重工业用电量分别为6132和29566亿千瓦时，同比分别增长1.3%和下降1.6%，增速同比分别降低2.9和5.2个百分点。 图2: 2013年以来分月轻、重工业用电量增速情况 11月份，全国工业用电量3412亿千瓦时，同比下降1.6%，占全社会用电量的比重为73.3%。其中，轻工业用电量576亿千瓦时，同比增长2.6%，占全社会用电量的比重为12.4%；重工业用电量2836亿千瓦时，同比下降2.4%，占全社会用电量的比重为60.9%。 1-11月份，全国制造业用电量26724亿千瓦时，同比下降1.0%，增速同比降低5.6个百分点。11月份，全国制造业用电量2490亿千瓦时，同比下降2.5%；制造业日均用电量83.0亿千瓦时/天，比上年同期减少2.2亿千瓦时/天，比上月增加5.6亿千瓦时/天。 图3: 2013年以来分月制造业日均用电量 三、高耗能行业用电量持续负增长，钢铁和有色行业用电量环比下降 1-11月份，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15287亿千瓦时，同比下降 2.7%，增速同比回落6.6个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为30.3%，对全社会用电量增长的贡献率为-118.1%。其中，化工行业用电量3910亿千瓦时，同比增长2.3%，增速同比回落2.4个百分点；建材行业用电量2842亿千瓦时，同比下降6.4%，增速同比回落12.5个百分点；黑色金属冶炼行业用电量4634亿千瓦时，同比下降8.4%；增速同比回落9.8个百分点；有色金属冶炼行业3901亿千瓦时，同比增长2.7%，增速同比回落1.8个百分点。 图4: 2013年以来分月重点行业用电量情况 11月份，四大高载能行业用电量合计1410亿千瓦时，同比下降 6.2%，增速同比回落8.8个百分点，占全社会用电量的比重为30.3%。其中，化工行业用电量376亿千瓦时，同比增长3.7%，增速同比回落0.4个百分点；建材行业用电量279亿千瓦时，同比下降5.6%，增速同比回落5.6个百分点；黑色金属行业用电量410亿千瓦时，同比下降13.5%，增速同比回落12.5个百分点；有色金属冶炼行业345亿千瓦时，同比下降7.0%，增速同比回落15.5个百分点。 四、核电、风电发电量增长显著，火电发电量连续13个月负增长 截至11月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量14.1亿千瓦，同比增长9.7%。其中，水电2.8亿千瓦、火电9.6亿千瓦、核电2696万千瓦、并网风电11327万千瓦。1-11月份，全国规模以上电厂发电量51257亿千瓦时，同比增长0.1%，增速同比降低3.8个百分点。 1-11月份，全国规模以上电厂水电发电量9259亿千瓦时，同比增长3.6％，增速同比降低18.8个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（2349亿千瓦时）、云南（1836亿千瓦时）和湖北（1221亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的58.4%，同比增速分别为6.4%、5.3%和-5.5%。 1-11月份，全国规模以上电厂火电发电量38232亿千瓦时，同比下降2.4％，增速比上年同期降低2.1个百分点。各省中，只有新疆和北京增长较快（18.5%和16.3%），22个省份火电发电量出现负增长，四川（-22.0%）、云南（-33.1%）和西藏（-61.2%）同比降幅超过20%。 1-11月份，全国核电发电量1549亿千瓦时，同比增长29.8%，增速比上年同期增加11.5个百分点。 1-11月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1659亿千瓦时，同比增长20.4%，增幅比上年同期提高10.4个百分点。 五、各类型发电设备利用小时均同比降低，利用小时降幅继续扩大 1-11月份，全国发电设备累计平均利用小时3597小时，同比下降309小时，降幅同比扩大87小时。 图5: 2005年以来历年1-11月份利用小时情况 分类型看，1-11月份，全国水电设备平均利用小时3256小时，同比下降139小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，四川、青海、云南、湖北和湖南同比分别下降481小时、277小时、270小时、216小时和73小时，贵州和广西同比分别提高403小时和465小时。全国火电设备平均利用小时3916小时，同比下降355小时，降幅比上年同期扩大94小时；海南利用小时数超过5000小时；四川、云南和西藏火电设备利用小时低于2500小时，分别为2450小时、1403小时和68小时；与上年同期相比，共有28个省份火电利用小时同比下降，其中云南和福建下降超过900小时。全国核电设备平均利用小时6763小时，同比下降32小时。全国风电设备平均利用小时1611小时，同比下降74小时。 图6：1-11月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、跨区输送电量低速增长，跨省输送电量负增长 1-11月份，全国跨区送电完成2866亿千瓦时，同比增加2.5%。其中，华北送华中（特高压）49亿千瓦时，同比下降46.5%；华北送华东146亿千瓦时，同比下降0.3%；东北送华北156亿千瓦时，同比下降20.1%；华东送华中11亿千瓦时, 同比增长14.5%；华中送华东1266亿千瓦时，同比增长2.8%；华中送南方221亿千瓦时，同比下降4.7%；西北送华北和华中合计591亿千瓦时，同比增长21.7%。 1-11月份，全国各省送出电量合计8183亿千瓦时，同比下降1.8%。其中，内蒙古送出电量1291亿千瓦时，同比下降4.2%；四川送出电量1215亿千瓦时，同比增长8.2%；湖北送出电量730亿千瓦时，同比下降15.6%；贵州送出电量706亿千瓦时，同比增长14.9%；云南送出电量706亿千瓦时，同比增长5.4%；山西送出电量678亿千瓦时，同比下降12.1%；安徽送出电量373亿千瓦时，同比下降9.5%；河北送出电量315亿千瓦时，同比增长1.9%；宁夏送出电量299亿千瓦时，同比下降7.6%。 11月份，全国跨区送电完成247亿千瓦时，同比增长17.0%。其中，华北送华东12亿千瓦时，同比下降8.3%；东北送华北17亿千瓦时，同比下降3.3%；华中送华东104亿千瓦时，同比增长35.1%；华中送南方13亿千瓦时，同比增长-24.7%；西北送华北和华中合计68亿千瓦时，同比增长48.6%。 11月份，全国各省送出电量合计750亿千瓦时，同比增长7.1%。其中，内蒙古送出电量119亿千瓦时，同比下降1.9%；四川送出电量95亿千瓦时，同比增长21.1%；贵州送出电量67亿千瓦时，同比增长14.9%；云南送出电量64亿千瓦时，同比增长3.9%；山西送出电量60亿千瓦时，同比下降15.9%；湖北送出电量55亿千瓦时，同比下降0.03%；安徽送出电量37亿千瓦时，同比增长3.9%；新疆送出电量31亿千瓦时，同比增长103.7%；宁夏送出电量28亿千瓦时，同比下降6.4%。 七、火电新增装机规模同比大幅上升，水电新增装机规模同比下降 1-11月份，全国基建新增发电生产能力9044万千瓦，比上年同期多投产2338万千瓦；其中，水电1331万千瓦、火电4751万千瓦、核电547千瓦、风电1589万千瓦、太阳能投产827万千瓦; 水电比去年同期少投产490万千瓦；火电、核电、风电、太阳能分别比去年同期多投产1346、218、659和606万千瓦。 八、水电、核电投资同比下降，火电、风电投资同比增长 1-11月份，全国主要发电企业电源工程完成投资3079亿元，比上年同期增加6.7%。在电源完成投资中，水电完成投资604亿元，同比减少23.1%；火电完成投资980亿元，同比增长25.2%；风电完成投资938亿元，同比增长26.8%；核电完成投资419亿元，同比降低10.9%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的68.2%，比上年同期降低4.7个百分点。 1-11月份，全国电网工程完成投资3852亿元，同比增长11.3%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-10月份，全国电力供需形势总体宽松。二产用电量持续负增长，三产、居民用电量增速回落；工业用电量当月增速降幅收窄，制造业用电量同比下降；高耗能行业用电量持续负增长，钢铁和建材行业用电量下降；发电装机容量保持快速增长，发电量同比由正转负；利用小时同比降幅继续扩大，火电利用小时下降省份增加；跨区输送电量低速增长，跨省输送电量负增长；水电投产规模同比减少，电源在建规模同比增加。 一、二产用电量持续负增长，三产、居民用电量增速回落 1-10月份，全国全社会用电量45835亿千瓦时，同比增长0.7%,增速同比回落3.0个百分点。 分产业看，1-10月份，第一产业用电量879亿千瓦时，同比增长3.0%，占全社会用电量的比重为1.9%；第二产业用电量32858亿千瓦时，同比下降1.1%，占全社会用电量的比重为71.7%，对全社会用电量增长的贡献率为-105.6%；第三产业用电量5959亿千瓦时，同比增长7.1%，增速同比提高1.0个百分点，占全社会用电量的比重为13.0%，对全社会用电量增长的贡献率为117.6%；城乡居民生活用电量6140亿千瓦时，同比增长4.6%，增速同比提高2.9个百分点，占全社会用电量的比重为13.4%，对全社会用电量增长的贡献率为80.3%。 图1: 2013年以来分月全社会用电量及其增速 分地区看，1-10月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（0.7%）的省份有19个，依次为：西藏（19.6%）、新疆（8.0%）、海南（7.8%）、江西（7.0%）、内蒙古（5.5%）、宁夏(3.9%)、安徽（3.6%）、甘肃（3.4%）、上海（2.8%）、江苏（2.1%）、重庆（1.9%）、广西（1.8%）、山东（1.6%）、浙江(1.5%)、湖南（1.3%）、广东（1.3%）、贵州（1.1%）、天津（1.0%）和黑龙江（0.9%）；全社会用电量负增长的省份有9个，其中增速低于-5%的省份为青海（-8.2%）。 10月份，全国全社会用电量4491亿千瓦时，同比下降0.2%。分产业看，第一产业用电量73亿千瓦时，同比增长6.6%；第二产业用电量3298亿千瓦时，同比下降1.9%；第三产业用电量554亿千瓦时，同比增长4.6%；城乡居民生活用电量566亿千瓦时，同比增长4.7%。 分地区看，10月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（-0.2%）的省份有14个，其中增速超过10%的省份有：西藏（14.9%）和新疆（12.8%）；全社会用电量增速为负的省份有17个，其中增速低于-5%的省份有：甘肃（-6.7%）和青海（-16.4%）。 二、工业用电量当月增速降幅收窄，制造业用电量同比下降 1-10月份，全国工业用电量32285亿千瓦时，同比下降1.0%，增速同比降低4.8个百分点，占全社会用电量的比重为70.4%，对全社会用电量增长的贡献率为-100.6%。其中，轻、重工业用电量分别为5555亿千瓦时和26730亿千瓦时，同比分别增长1.2%和下降1.5%，增速同比分别降低3.1和5.2个百分点。 图2: 2013年以来分月轻、重工业用电量增速情况 10月份，全国工业用电量3245亿千瓦时，同比下降1.9%，占全社会用电量的比重为72.3%。其中，轻工业用电量540亿千瓦时，同比下降3.5%，占全社会用电量的比重为12.0%；重工业用电量2705亿千瓦时，同比下降1.5%，占全社会用电量的比重为60.2%。 1-10月份，全国制造业用电量24232亿千瓦时，同比下降0.9%，增速同比降低5.7个百分点。10月份，全国制造业用电量2400亿千瓦时，同比下降3.0%；制造业日均用电量77.4亿千瓦时/天，比上年同期减少2.5亿千瓦时/天，比上月减少4.5亿千瓦时/天。 图3: 2013年以来分月制造业日均用电量 三、高耗能行业用电量持续负增长，钢铁和建材行业用电量下降 1-10月份，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13877亿千瓦时，同比下降 2.3%，增速同比回落6.4个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为30.3%，对全社会用电量增长的贡献率为-99.7%。其中，化工行业用电量3534亿千瓦时，同比增长2.2%，增速同比回落2.9个百分点；建材行业用电量2563亿千瓦时，同比下降6.5%，增速同比回落13.4个百分点；黑色金属冶炼行业用电量4224亿千瓦时，同比下降7.8%；增速同比回落9.5个百分点；有色金属冶炼行业3556亿千瓦时，同比增长3.8%，增速同比回落0.5个百分点。 图4: 2013年以来分月重点行业用电量情况 10月份，四大高载能行业用电量合计1408亿千瓦时，同比下降 3.1%，增速同比回落4.5个百分点，占全社会用电量的比重为31.3%。其中，化工行业用电量361亿千瓦时，同比增长1.0%，增速同比回落2.8个百分点；建材行业用电量270亿千瓦时，同比下降7.0%，增速同比回落9.1个百分点；黑色金属行业用电量419亿千瓦时，同比下降8.7%，增速同比回落6.3个百分点；有色金属冶炼行业358亿千瓦时，同比增长3.5%，增速同比回落0.4个百分点。 四、发电装机容量保持快速增长，发电量同比由正转负 截至10月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量13.9亿千瓦，同比增长9.5%。其中，水电2.7亿千瓦、火电9.5亿千瓦、核电2414万千瓦、并网风电11061万千瓦。1-10月份，全国规模以上电厂发电量46511亿千瓦时，同比降低0.1%，增速同比降低4.3个百分点。10月份，全国规模以上电厂发电量4454亿千瓦时，同比降低3.2％。 1-10月份，全国规模以上电厂水电发电量8474亿千瓦时，同比增长3.4％，增速同比降低18.9个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（2149亿千瓦时）、云南（1677亿千瓦时）和湖北（1133亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的58.5%，同比增速分别为6.6%、6.0%和-5.4%。 1-10月份，全国规模以上电厂火电发电量34662亿千瓦时，同比下降2.6％，增速比上年同期降低2.7个百分点。各省中，只有新疆（18.0%）和北京（15.1%）增长较快，23个省份火电发电量出现负增长，四川（-21.7%）、云南（-33.9%）和西藏（-66.6%）同比下降超过20%。 1-10月份，全国核电发电量1405亿千瓦时，同比增长31%，增幅比上年同期提高13.6个百分点。 1-10月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1505亿千瓦时，同比增长23.1%，增幅比上年同期提高13.4个百分点。 五、利用小时同比降幅继续扩大，火电利用小时下降省份增加 1-10月份，全国发电设备累计平均利用小时3279小时，同比下降268小时，降幅同比扩大69小时。 图5: 2005年以来历年1-10月份利用小时情况 分类型看，1-10月份，全国水电设备平均利用小时2989小时，同比降低114小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，四川、青海、云南、湖北和湖南同比分别下降331小时、254小时、230小时、184小时和105小时；贵州和广西同比分别提高351小时和381小时。全国火电设备平均利用小时3563小时，同比下降304小时，降幅比2014年同期扩大68小时；海南利用小时数超过4500小时；四川、云南和西藏火电设备利用小时低于2500小时，分别为2269小时、1296小时和63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，较上月增加2个省份（其中，云南下降超过900小时）。全国风电设备平均利用小时1473小时，同比下降33小时。 图6：1-10月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、跨区输送电量低速增长，跨省输送电量负增长 1-10月份，全国跨区送电完成2618亿千瓦时，同比增长1.3%。其中，华北送华中（特高压）45亿千瓦时，同比下降46.4%；华北送华东134亿千瓦时，同比增长0.5%；东北送华北140亿千瓦时，同比下降21.8%；华中送华东1161亿千瓦时，同比增长0.6%；华中送南方208亿千瓦时，同比下降3.1%；西北送华北和华中合计523亿千瓦时，同比增长18.9%。 1-10月份，全国各省送出电量合计7432亿千瓦时，同比下降2.5%。其中，内蒙古送出电量1172亿千瓦时，同比下降3.6%；山西送出电量618亿千瓦时，同比下降11.7%；四川送出电量1120亿千瓦时，同比增长7.2%；贵州送出电量639亿千瓦时，同比增长14.9%；云南送出电量642亿千瓦时，同比增长5.5%；湖北送出电量674亿千瓦时，同比下降16.7%；安徽送出电量336亿千瓦时，同比下降10.7%；宁夏送出电量270亿千瓦时，同比下降7.7%。 10月份，全国跨区送电完成314亿千瓦时，同比增长3.2%。其中，华北送华东12亿千瓦时，同比下降14.8%；东北送华北19亿千瓦时，同比下降2.2%；华中送华东172亿千瓦时，同比增长6%；华中送南方18亿千瓦时，同比下降22.4%；西北送华北和华中合计42亿千瓦时，同比下降0.9%。 10月份，全国各省送出电量合计835亿千瓦时，同比下降0.6%。其中，内蒙古送出电量115亿千瓦时，同比下降6.0%；四川送出电量179亿千瓦时，同比增长6.3%；云南送出电量78亿千瓦时，同比下降3.6%；贵州送出电量68亿千瓦时，同比增长4.8%；山西送出电量55亿千瓦时，同比下降16.1%；湖北送出电量84亿千瓦时，同比下降7%；安徽送出电量28亿千瓦时，同比增长34.6%；宁夏送出电量27亿千瓦时，同比下降5.5%。 七、水电投产规模同比减少，电源在建规模同比增加 1-10月份，全国基建新增发电生产能力8257万千瓦，比上年同期多投产2486万千瓦；其中，水电1258万千瓦、火电4336万千瓦，核电547千瓦、风电1384万千瓦、太阳能731万千瓦;水电比去年同期少投产440万千瓦；火电、核电、风电、太阳能分别比去年同期多投产1526、218、648和534万千瓦。截至10月底，电源项目在建规模约17621亿千瓦，比上年同期增加2865万千瓦。 八、水电、核电投资同比下降，火电、风电投资同比增长 1-10月份，全国主要发电企业电源工程完成投资2599亿元，比上年同期增加5.8%。在电源完成投资中，水电完成投资501亿元，同比减少24.7%；火电完成投资843亿元，同比增长28.0%；风电完成投资775亿元，同比增长21.8%；核电完成投资368亿元，同比降低13.6%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的67.6%，比上年同期降低5.6个百分点。 1-10月份，全国电网工程完成投资3192亿元，同比增长7.9%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-9月份，全国电力供需总体宽松。三产用电量保持较快增长，二产用电量同比继续下降；工业用电量当月增速转负，制造业用电量同比降幅扩大；高耗能行业用电量增速继续回落，有色、化工用电量维持正增长；发电装机容量保持较快增长，发电量增速持续低迷；利用小时同比降幅扩大，水电利用小时继续下降；跨区输送电量增速继续回落，跨省输送电量同比下降；基建新增装机规模和在建规模同比增加。 一、三产用电量保持较快增长，二产用电量同比继续下降 1-9月份，全国全社会用电量41344亿千瓦时，同比增长0.8%,增速同比回落3.0个百分点。 分产业看，1-9月份，第一产业用电量806亿千瓦时，同比增长2.7%，占全社会用电量的比重为1.9%；第二产业用电量29559亿千瓦时，同比下降1.0%，占全社会用电量的比重为71.5%，对全社会用电量增长的贡献率为-83.1%；第三产业用电量5406亿千瓦时，同比增长7.3%，增速同比提高1.7个百分点，用电量占全社会用电量的比重为13.1%，对全社会用电量增长的贡献率为106.8%；城乡居民生活用电量5573亿千瓦时，同比增长4.6%，增速同比提高2.8个百分点，占全社会用电量的比重为13.5%，对全社会用电量增长的贡献率为70.3%。 图1: 2013年以来分月全社会用电量及其增速 分地区看，1-9月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（0.8%）的省份有18个，依次为：西藏（20.2%）、海南（8.0%）、新疆（7.5%）、江西（7.3%）、内蒙古（5.5%）、甘肃（4.5%）、宁夏(4.3%)、安徽（4.0%）、上海（2.8%）、重庆（2.5%）、广西（2.2%）、江苏（2.0%）、湖南（1.9%）、浙江(1.8%)、贵州（1.6%）、广东（1.5%）、山东（1.5%）和天津（1.3%）；全社会用电量负增长的省份有9个，其中增速低于-5%的省份为青海（-7.3%）。 9月份，全国全社会用电量4563亿千瓦时，同比下降0.2%。分产业看，第一产业用电量102亿千瓦时，同比增长5.1%；第二产业用电量3128亿千瓦时，同比下降2.9%；第三产业用电量650亿千瓦时，同比增长6.2%；城乡居民生活用电量684亿千瓦时，同比增长6.9%。 分地区看，9月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（-0.2%）的省份有17个，其中增速超过10%的省份有：西藏（16.7%）、海南（14.2%）和新疆（13.6%）；全社会用电量增速为负的省份有14个，其中增速低于-5%的省份有：北京（-5.0%）、河北（-7.9%）、云南（-8.9%）、福建（-9.0%）和青海（-11.2%）。 二、工业用电量当月增速转负，制造业用电量同比降幅扩大 1-9月份，全国工业用电量29039亿千瓦时，同比下降0.9%，增速同比降低4.8个百分点，占全社会用电量的比重为70.2%，对全社会用电量增长的贡献率为-79.4%。其中，轻、重工业用电量分别为5009和24029亿千瓦时，同比分别增长1.6%和下降1.5%，增速同比分别降低2.2和5.4个百分点。 图2: 2013年以来分月轻、重工业用电量增速情况 9月份，全国工业用电量3068亿千瓦时，同比下降2.9%，占全社会用电量的比重为67.2%。其中，轻工业用电量574亿千瓦时，同比下降0.8%，占全社会用电量的比重为12.6%；重工业用电量2494亿千瓦时，同比下降3.4%，占全社会用电量的比重为54.7%。 1-9月份，全国制造业用电量21832亿千瓦时，同比下降0.6%，增速同比降低5.5个百分点。9月份，全国制造业用电量2458亿千瓦时，同比下降2.1%；制造业日均用电量81.9亿千瓦时/天，同比减少1.7亿千瓦时/天，环比减少2.2亿千瓦时/天。 图3: 2013年以来分月制造业日均用电量 三、高耗能行业用电量增速继续回落，有色、化工用电量维持正增长 1-9月份，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12469亿千瓦时，同比下降 2.2%，增速同比回落6.5个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为30.2%，对全社会用电量增长的贡献率为-82.4%。其中，化工行业用电量3178亿千瓦时，同比增长2.5%，增速同比回落2.7个百分点；建材行业用电量2295亿千瓦时，同比下降6.4%，增速同比回落13.7个百分点；黑色金属冶炼行业用电量3791亿千瓦时，同比下降7.8%；增速同比回落9.6个百分点；有色金属冶炼行业3205亿千瓦时，同比增长3.7%，增速同比回落0.8个百分点。 图4: 2013年以来分月重点行业用电量情况 9月份，四大高载能行业用电量合计1402亿千瓦时，同比下降 3.0%，增速同比回落6.3个百分点，占全社会用电量的比重为30.7%。其中，化工行业用电量368亿千瓦时，同比增长0.6%，增速同比回落6.8个百分点；建材行业用电量270亿千瓦时，同比下降7.0%，增速同比回落11.4个百分点；黑色金属行业用电量417亿千瓦时，同比下降8.5%，增速同比回落8.6个百分点；有色金属冶炼行业347亿千瓦时，同比增长4.1%，增速同比提高1.7个百分点。 四、发电装机容量保持较快增长，发电量增速持续低迷 截至9月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量13.9亿千瓦，同比增长9.4%。其中，水电2.7亿千瓦、火电9.5亿千瓦、核电2414万千瓦、并网风电10885万千瓦。1-9月份，全国规模以上电厂发电量41990亿千瓦时，同比增长0.1%，增速同比降低4.3个百分点。 1-9月份，全国规模以上电厂水电发电量7472亿千瓦时，同比增长3.5％，增速同比降低17.2个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（1871亿千瓦时）、云南（1458亿千瓦时）和湖北（1009亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的58.1%，同比增速分别为7.0%、7.4%和-5.0%。9月份，全国规模以上电厂水电发电量1075亿千瓦时，同比下降6.7％。 1-9月份，全国规模以上电厂火电发电量31532亿千瓦时，同比下降2.2％，增速比上年同期降低2.9个百分点。各省中，只有新疆增长较快（20.7%），21个省份火电发电量出现负增长，四川（-21.9%）、云南（-32.9%）和西藏（-68.6%）同比下降超过20%。9月份，全国规模以上电厂火电发电量3146亿千瓦时，同比降低3.6％。 1-9月份，全国核电发电量1262亿千瓦时，同比增长32.4%，增幅比上年同期提高14.7个百分点。9月份，全国核电发电量159亿千瓦时，同比增长22.9％。 1-9月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1335亿千瓦时，同比增长23.5%，增幅比上年同期提高14.6个百分点。9月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量120亿千瓦时，同比增长22.5％。 五、利用小时同比降幅扩大，水电利用小时继续下降 1-9月份，全国发电设备累计平均利用小时2972小时，同比下降232小时，降幅同比扩大58小时。 图5: 2005年以来历年1-9月份利用小时情况 分类型看，1-9月份，全国水电设备平均利用小时2639小时，同比降低84小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，青海、湖南、四川、云南和湖北同比分别下降205小时、185小时、172小时、166小时和147小时；贵州和广西同比分别提高233小时和306小时。全国火电设备平均利用小时3247小时，同比下降265小时，降幅比2014年同期扩大83小时；海南利用小时数超过4000小时；吉林、四川、云南和西藏火电设备利用小时低于2500小时，分别为2337小时、2112小时、1229小时和60小时；与上年同期相比，共有25个省份火电利用小时同比下降，其中，云南和四川下降超过600小时。全国核电设备平均利用小时5525小时，同比上升19小时。全国风电设备平均利用小时1317小时，同比下降23小时。 图6：1-9月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、跨区输送电量增速继续回落，跨省输送电量同比负增长 1-9月份，全国跨区送电完成2303亿千瓦时，同比增长1%。其中，华北送华中（特高压）45亿千瓦时，同比下降46.4%；华北送华东121亿千瓦时，同比增长2.4%；东北送华北121亿千瓦时，同比下降24.1%；华中送华东989亿千瓦时，同比下降0.3%；华中送南方190亿千瓦时，同比下降0.7%；西北送华北和华中合计480亿千瓦时，同比增长21%。 1-9月份，全国各省送出电量合计6594亿千瓦时，同比下降2.6%。其中，内蒙古送出电量1057亿千瓦时，同比下降3.4%；山西送出电量563亿千瓦时，同比下降11.2%；四川送出电量941亿千瓦时，同比增长7.4%；贵州送出电量571亿千瓦时，同比增长16.3%；云南送出电量563亿千瓦时，同比增长6.9%；湖北送出电量590亿千瓦时，同比下降17.9%；安徽送出电量309亿千瓦时，同比下降13.4%；宁夏送出电量243亿千瓦时，同比下降8%。 9月份，全国跨区送电完成366亿千瓦时，同比下降2.8%。其中，华北送华东18亿千瓦时，同比增长5.3%；东北送华北10亿千瓦时，同比下降34.9%；华中送华东204亿千瓦时，同比下降10.4%；华中送南方25亿千瓦时，同比下降13.7%；西北送华北和华中合计53亿千瓦时，同比增长33.2%。 9月份，全国各省送出电量合计843亿千瓦时，同比下降9%。其中，内蒙古送出电量99亿千瓦时，同比下降18.8%；四川送出电量185亿千瓦时，同比下降3%；云南送出电量77亿千瓦时，同比下降9%；贵州送出电量68亿千瓦时，同比增长1.7%；山西送出电量61亿千瓦时，同比下降13.7%；湖北送出电量112亿千瓦时，同比下降23.9%；安徽送出电量25亿千瓦时，同比下降2.3%；宁夏送出电量28亿千瓦时，同比增长3.1%。 七、基建新增装机规模同比增加，在建规模同比增加 1-9月份，全国基建新增发电生产能力7429万千瓦，比上年同期多投产2179万千瓦；其中，水电1085万千瓦、火电3955万千瓦，核电546千瓦、风电1160万千瓦、太阳能投产683万千瓦；水电比去年同期少投产480万千瓦；火电、核电、风电、太阳能分别比去年同期多投产1375、217、550和517万千瓦。 截至9月底，电源项目在建规模约17665亿千瓦，比上年同期增加3147万千瓦。其中，火电在建规模7808万千瓦，水电在建规模4597万千瓦，核电在建规模2769万千瓦，风电在建规模2249万千瓦。 八、水电、核电投资同比下降，火电、风电投资同比增长 1-9月份，全国主要发电企业电源工程完成投资2231亿元，比上年同期增加5.6%。在电源完成投资中，水电完成投资445亿元，同比减少22.2%；火电完成投资721亿元，同比增长25.7%；风电完成投资653亿元，同比增长20.9%；核电完成投资334亿元，同比降低11.5%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的67.7%，比上年同期降低5.2个百分点。 1-9月份，全国电网工程完成投资2711亿元，同比增长2.9%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-8月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量增速同比回落，三产用电量保持较快增长。工业用电量当月同比小幅增长，制造业用电量同比下降。高耗能行业用电量增速同比大幅下降，钢铁行业增速领跌。水电发电量连续两个月负增长，火电当月发电量同比增速转正。利用小时同比继续下降，水电利用小时同比出现下降。跨区输送电量增速继续回落，跨省输送电量同比负增长。基建新增装机规模同比增加，火电在建规模同比大幅上升。 一、全社会用电量增速同比回落，三产用电量保持较快增长 1-8月份，全国全社会用电量36780亿千瓦时，同比增长1.0%,增速同比回落3.0个百分点。 分产业看，1-8月份，第一产业用电量704亿千瓦时，同比增长2.3%，占全社会用电量的比重为1.9%；第二产业用电量26431亿千瓦时，同比下降0.7%，占全社会用电量的比重为71.9%，对全社会用电量增长的贡献率为-54.3%；第三产业用电量4756亿千瓦时，同比增长7.5%，增速同比提高1.7个百分点，用电量占全社会用电量的比重为12.9%，对全社会用电量增长的贡献率为93.6%；城乡居民生活用电量4890亿千瓦时，同比增长4.3%，增速同比提高0.5个百分点，占全社会用电量的比重为13.3%，对全社会用电量增长的贡献率为56.2%。 图1: 2013年以来分月全社会用电量及其增速 分地区看，1-8月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（1.0%）的省份有19个，依次为：西藏（20.6%）、江西（7.4%）、海南（7.2%）、新疆（6.8%）、内蒙古（5.6%）、甘肃（5.4%）、宁夏(4.2%)、安徽（3.5%）、上海（3.0%）、重庆（2.8%）、广西（2.3%）、浙江(2.1%)、广东（2.1%）、湖南（2.0%）、江苏（2.0%）、福建（1.7%）、贵州（1.7%）、天津（1.6%）和山东（1.5%）；全社会用电量负增长的省份有8个，其中增速低于-5%的省份为：青海（-6.8%）。 8月份，全国全社会用电量5124亿千瓦时，同比增长1.9%。分产业看，第一产业用电量133亿千瓦时，同比增长2.3%；第二产业用电量3543亿千瓦时，同比增长0.7%；第三产业用电量715亿千瓦时，同比增长7.8%；城乡居民生活用电量732亿千瓦时，同比增长2.0%。 分地区看，8月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（1.9%）的省份有15个，其中增速超过10%的省份有：西藏（18.9%）和海南（10.7%）；全社会用电量增速为负的省份有11个，其中增速低于-5%的省份有：河北（-6.3%）、吉林（-6.5%）、云南（-9.1%）和青海（-12.7%）。 二、工业用电量当月同比小幅增长，制造业用电量同比下降 1-8月份，全国工业用电量25970亿千瓦时，同比下降0.7%，增速同比降低4.5个百分点，占全社会用电量的比重为70.6%，对全社会用电量增长的贡献率为-51.2%。其中，轻、重工业用电量分别为4434和21536亿千瓦时，同比分别增长1.9%和下降1.2%，增速同比分别降低1.8和5.0个百分点。 图2: 2013年以来分月轻、重工业用电量增速情况 8月份，全国工业用电量3479亿千瓦时，同比增长0.8%，占全社会用电量的比重为67.9%。其中，轻工业用电量624亿千瓦时，同比增长3.1%，占全社会用电量的比重为12.2%；重工业用电量2855亿千瓦时，同比增长0.3%，占全社会用电量的比重为55.7%。 1-8月份，全国制造业用电量19377亿千瓦时，同比下降0.4%，增速同比降低5.3个百分点。8月份，全国制造业用电量2608亿千瓦时，同比下降0.2%；制造业日均用电量84.1亿千瓦时/天，比上年同期减少0.2亿千瓦时/天，比上月增加1.8亿千瓦时/天。 图3: 2013年以来分月制造业日均用电量 三、高耗能行业用电量增速同比大幅下降，钢铁行业增速领跌 1-8月份，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11073亿千瓦时，同比下降 2.1%，增速同比回落6.6个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为30.1%，对全社会用电量增长的贡献率为-68.0%。其中，化工行业用电量2807亿千瓦时，同比增长2.5%，增速同比回落2.4个百分点；建材行业用电量2022亿千瓦时，同比下降6.4%，增速同比回落14.2个百分点；黑色金属冶炼行业用电量3370亿千瓦时，同比下降7.9%；增速同比回落9.9个百分点；有色金属冶炼行业2875亿千瓦时，同比增长4.2%，增速同比回落0.7个百分点。 图4: 2013年以来分月重点行业用电量情况 8月份，四大高载能行业用电量合计1452亿千瓦时，同比下降 2.7%，增速同比回落6.2个百分点，占全社会用电量的比重为28.3%。其中，化工行业用电量368亿千瓦时，同比增长3.4%，增速同比提高0.2个百分点；建材行业用电量284亿千瓦时，同比下降4.4%，增速同比回落7.1个百分点；黑色金属行业用电量438亿千瓦时，同比下降8.6%，增速同比回落10.3个百分点；有色金属冶炼行业362亿千瓦时，同比增长0.5%，增速同比回落6.3个百分点。 四、水电发电量连续两个月负增长，火电当月发电量同比增速转正 截至8月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量13.7亿千瓦，同比增长9.0%。其中，水电2.70亿千瓦、火电9.4亿千瓦、核电2414万千瓦、并网风电10813万千瓦。1-8月份，全国规模以上电厂发电量37198亿千瓦时，同比增长0.5%，增速同比降低3.9个百分点。 1-8月份，全国规模以上电厂水电发电量6050亿千瓦时，同比增长5.7％，增速同比降低11.5个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（1463亿千瓦时）、云南（1128亿千瓦时）和湖北（843亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的56.8%，同比增速分别为8.1%、10.5%和1.0%。8月份，全国规模以上电厂水电发电量1046亿千瓦时，同比下降11.8％。 1-8月份，全国规模以上电厂火电发电量28970亿千瓦时，同比下降2.2％，增速比上年同期降低3.6个百分点。各省中，只有新疆增长较快（21.3%），21个省份火电发电量出现负增长，四川（-22.3%）、云南（-32.5%）和西藏（-71.2%）同比下降超过20%。8月份，全国规模以上电厂火电发电量3778亿千瓦时，同比增长3.7％。 1-8月份，全国核电发电量1103亿千瓦时，同比增长33.9%，增幅比上年同期提高17.1个百分点。8月份，全国核电发电量169亿千瓦时，同比增长28.2％。 1-8月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1216亿千瓦时，同比增长23.5%，增幅比上年同期提高12.7个百分点。8月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量112亿千瓦时，同比增长23.4％。 五、利用小时同比继续下降，水电利用小时同比出现下降 1-8月份，全国发电设备累计平均利用小时2658小时，同比下降205小时，降幅同比扩大59小时。 图5: 2005年以来历年1-8月份利用小时情况 分类型看，1-8月份，全国水电设备平均利用小时2274小时，同比降低25小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，湖南、青海、四川和云南同比分别下降255小时、128小时、105小时和64小时，湖北增长39小时，贵州、广西同比分别提高303小时、224小时。全国火电设备平均利用小时2925小时，同比下降250小时，降幅比2014年同期扩大112小时；其中海南和宁夏超过3500小时；四川、云南和西藏火电设备利用小时低于2000小时，分别为1974小时、1158小时和57小时；与上年同期相比，共有25个省份火电利用小时同比下降，其中，云南和北京下降超过600小时。全国核电设备平均利用小时4868小时，同比上升57小时。全国风电设备平均利用小时1206小时，同比下降18小时。 图6：1-8月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、跨区输送电量增速继续回落，跨省输送电量同比负增长 1-8月份，全国跨区送电完成1937亿千瓦时，同比增加1.8%。其中，华北送华中（特高压）45亿千瓦时，同比下降46.4%；华北送华东104亿千瓦时，同比增长1.9%；东北送华北110亿千瓦时，同比下降22.9%；华中送华东785亿千瓦时，同比增长2.8%；华中送南方165亿千瓦时，同比增长1.6%；西北送华北和华中合计428亿千瓦时，同比增长19.6%。 1-8月份，全国各省送出电量合计5753亿千瓦时，同比下降1.7%。其中，内蒙古送出电量958亿千瓦时，同比下降1.4%；山西送出电量503亿千瓦时，同比下降10.9%；四川送出电量756亿千瓦时，同比增长10.3%；贵州送出电量503亿千瓦时，同比增长18.6%；云南送出电量486亿千瓦时，同比增长10%；湖北送出电量478亿千瓦时，同比下降16.3%；安徽送出电量284亿千瓦时，同比下降14.2%；宁夏送出电量215亿千瓦时，同比下降9.2%。 8月份，全国跨区送电完成355亿千瓦时，同比下降3.6%。其中，华北送华东18亿千瓦时，同比增长0.1%；东北送华北15亿千瓦时，同比下降21.9%；华中送华东177亿千瓦时，同比下降16.3%；华中送南方22亿千瓦时，同比下降18.3%；西北送华北和华中合计68亿千瓦时，同比增长58.7%。 8月份，全国各省送出电量合计900亿千瓦时，同比下降4%。其中，内蒙古送出电量118亿千瓦时，同比下降4.9%；四川送出电量183亿千瓦时，同比下降3.5%；云南送出电量89亿千瓦时，同比增长6%；贵州送出电量73亿千瓦时，同比下降0.04%；山西送出电量73亿千瓦时，同比下降10.7%；湖北送出电量77亿千瓦时，同比下降34.7%；安徽送出电量47亿千瓦时，同比增长17.1%；宁夏送出电量29亿千瓦时，同比增长16.4%。 七、基建新增装机规模同比增加，火电在建规模同比大幅上升 1-8月份，全国基建新增发电生产能力6074万千瓦，比上年同期多投产1263万千瓦；其中，水电790万千瓦、火电3082万千瓦、核电546千瓦、风电1014万千瓦、太阳能投产642万千瓦; 水电比去年同期少投产739万千瓦；火电、核电、风电分别比去年同期多投产797、217、470万千瓦。 截至8月底，电源项目在建规模约18130亿千瓦，比上年同期增加3899万千瓦。其中，火电在建规模8758万千瓦，水电在建规模4202万千瓦，核电在建规模2769万千瓦，风电在建规模2225万千瓦。 八、电源完成投资同比增长，电网完成投资同比下降 1-8月份，全国主要发电企业电源工程完成投资1923亿元，比上年同期增加11.6%。在电源完成投资中，水电完成投资383亿元，同比减少13.5%、火电完成投资618亿元，同比增长29.6%，风电完成投资571亿元，同比增长28.7%；核电完成投资283亿元，同比降低9.1%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的67.9%，比上年同期降低4.4个百分点。 1-8月份，全国电网工程完成投资2262亿元，同比下降1.5%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-7月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量当月同比下降，三产用电量增速小幅回落。工业用电量同比负增长，轻工业用电量增速明显回落。高耗能行业用电量持续不振，钢铁、建材用电量继续下滑。发电装机容量保持较快增长，水电当月发电量同比增速转负。发电利用小时同比降幅扩大，九成省份火电利用小时同比下降。跨区输送电量增速继续回落，跨省输送电量同比负增长。基建新增装机规模同比增加，电源新开工规模提速。 一、全社会用电量当月同比下降，三产用电量增速小幅回落 1-7月份，全国全社会用电量31668亿千瓦时，同比增长0.8%,增速同比回落4.1个百分点。 分产业看，1-7月份，第一产业用电量570亿千瓦时，同比增长2.4%，占全社会用电量的比重为1.8%；第二产业用电量22900亿千瓦时，同比下降0.9%，占全社会用电量的比重为72.3%，对全社会用电量增长的贡献率为-80.8%；第三产业用电量4040亿千瓦时，同比增长7.5%，增速同比提高0.9个百分点，用电量占全社会用电量的比重为12.8%，对全社会用电量增长的贡献率为105.8%；城乡居民生活用电量4158亿千瓦时，同比增长4.7%，增速同比降低1.0个百分点，占全社会用电量的比重为13.1%，对全社会用电量增长的贡献率为69.9%。 图1: 2013年以来分月全社会用电量及其增速 分地区看，1-7月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（0.8%）的省份有19个，依次为：西藏（20.9%）、江西（7.7%）、新疆（7.0%）、海南（6.6%）、甘肃（6.0%）、内蒙古（5.5%）、宁夏(4.7%)、重庆（3.5%）、福建（2.7%）、安徽（2.7%）、广西（2.6%）、广东（2.2%）、浙江(2.1%)、上海（2.0%）、贵州（2.0%）、天津（1.7%）、湖南（1.5%）、山东（1.2%）和江苏（1.1%）；全社会用电量负增长的省份有9个，其中增速低于-5%的省份为：山西（-5.0%）和青海（-5.9%）。 7月份，全国全社会用电量5034亿千瓦时，同比下降1.3%。分产业看，第一产业用电量130亿千瓦时，同比增长7.0%；第二产业用电量3647亿千瓦时，同比下降3.3%；第三产业用电量644亿千瓦时，同比增长4.4%；城乡居民生活用电量614亿千瓦时，同比增长3.8%。 分地区看，7月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（-1.3%）的省份有14个，其中增速超过10%的省份有：西藏（23.8%）和海南（11.3%）；全社会用电量增速为负的省份有19个，其中增速低于-5%的省份有：山西（-5.0%）、河北（-6.0%）、北京（-6.2%）和青海（-12.0%）。 二、工业用电量同比负增长，轻工业用电量增速明显回落 1-7月份，全国工业用电量22504亿千瓦时，同比下降0.9%，增速同比降低5.5个百分点，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-77.2%。其中，轻、重工业用电量分别为3810和18694亿千瓦时，同比分别增长1.7%和下降1.4%，增速同比分别降低2.3和6.2个百分点。 图2: 2013年以来分月轻、重工业用电量增速情况 7月份，全国工业用电量3590亿千瓦时，同比下降3.3%，占全社会用电量的比重为71.3%。其中，轻工业用电量606亿千瓦时，同比下降0.4%，占全社会用电量的比重为12.0%；重工业用电量2984亿千瓦时，同比下降3.8%，占全社会用电量的比重为59.3%。 1-7月份，全国制造业用电量16772亿千瓦时，同比下降0.4%，增速同比降低5.7个百分点。7月份，全国制造业用电量2552亿千瓦时，同比下降3.4%；制造业日均用电量82.3亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月减少2.9亿千瓦时/天和4.8亿千瓦时/天。 图3: 2013年以来分月制造业日均用电量 三、高耗能行业用电量持续不振，钢铁、建材用电量继续下滑 1-7月份，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9624亿千瓦时，同比下降 2.0%，增速同比回落6.7个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为30.4%，对全社会用电量增长的贡献率为-74.2%。其中，化工行业用电量2435亿千瓦时，同比增长2.3%，增速同比回落2.9个百分点；建材行业用电量1738亿千瓦时，同比下降6.7%，增速同比回落15.4个百分点；黑色金属冶炼行业用电量2943亿千瓦时，同比下降7.4%；增速同比回落9.6个百分点；有色金属冶炼行业2508亿千瓦时，同比增长4.6%，增速与去年持平。 图4: 2013年以来分月重点行业用电量情况 7月份，四大高载能行业用电量合计1432亿千瓦时，同比下降 4.9%，增速同比回落9.9个百分点，占全社会用电量的比重为28.4%。其中，化工行业用电量365亿千瓦时，同比增长2.3%，增速同比回落2.9个百分点；建材行业用电量274亿千瓦时，同比下降8.5%，增速同比回落13.6个百分点；黑色金属行业用电量429亿千瓦时，同比下降12.4%，增速同比回落17.7个百分点；有色金属冶炼行业364亿千瓦时，同比增长1.3%，增速同比回落3.2个百分点。 四、发电装机容量保持较快增长，水电当月发电量同比增速转负 截至7月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量13.6亿千瓦，同比增长8.5%。其中，水电2.69亿千瓦、火电9.4亿千瓦、核电2323万千瓦、并网风电10653万千瓦。1-7月份，全国规模以上电厂发电量32208亿千瓦时，同比增长0.4%，增速同比降低5.2个百分点。 1-7月份，全国规模以上电厂水电发电量5348亿千瓦时，同比增长9.6％，增速同比下降3.9个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（1281亿千瓦时）、云南（1033亿千瓦时）和湖北（728亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的56.9%，同比增速分别为10.9%、15.1%和7.8%。7月份，全国规模以上电厂水电发电量1089亿千瓦时，同比下降3.8％。 1-7月份，全国规模以上电厂火电发电量24555亿千瓦时，同比下降3.0％，增速比上年同期降低6.5个百分点。各省中，只有新疆增长较快（20.4%），23个省份火电发电量出现负增长，四川（-23.3%）、云南（-33.5%）和西藏（-73.8%）同比下降超过20%。7月份，全国规模以上电厂火电发电量3658亿千瓦时，同比下降3.1％。 1-7月份，全国核电发电量934亿千瓦时，同比增长35.0%。7月份，全国核电发电量168亿千瓦时，同比增长41.4%。 1-7月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1104亿千瓦时，同比增长23.5%，增幅比上年同期提高10.3个百分点。7月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量114亿千瓦时，同比增长3.7%。 五、发电利用小时同比降幅扩大，九成省份火电利用小时同比下降 1-7月份，全国发电设备累计平均利用小时2293小时，同比下降188小时，降幅同比扩大87小时。 图5: 2005年以来历年1-7月份利用小时情况 分类型看，1-7月份，全国水电设备平均利用小时1911小时，同比增加59小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，湖南、青海和四川同比分别下降210小时、71小时和31小时，云南增加39小时，贵州、广西和湖北同比分别增加555小时、360小时和171小时。全国火电设备平均利用小时2531小时，同比下降259小时，降幅比2014年同期扩大203小时；其中青海3202小时，海南、宁夏和江苏超过3000小时；吉林、四川、云南和西藏火电设备利用小时低于2000小时，分别为1900小时、1768小时、1051小时和55小时；与上年同期相比，共有28个省份火电利用小时同比下降，其中，云南和北京下降超过600小时。全国核电设备平均利用小时4183小时，同比上升114小时。全国风电设备平均利用小时1107小时，同比下降10小时。 图6：1-7月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、跨区输送电量增速继续回落，跨省输送电量同比负增长 1-7月份，全国跨区送电完成1581亿千瓦时，同比增加2.5%。其中，华北送华中（特高压）45亿千瓦时，同比下降46.4%；华北送华东86亿千瓦时，同比增长2.3%；东北送华北94亿千瓦时，同比下降24.1%；华中送华东608亿千瓦时，同比增长10.1%；华中送南方143亿千瓦时，同比增长5.6%；西北送华北和华中合计359亿千瓦时，同比增长14.3%。 1-7月份，全国各省送出电量合计4854亿千瓦时，同比下降1.4%。其中，内蒙古送出电量840亿千瓦时，同比下降0.9%；山西送出电量429亿千瓦时，同比下降11%；四川送出电量573亿千瓦时，同比增长15.5%；贵州送出电量430亿千瓦时，同比增长22.4%；云南送出电量397亿千瓦时，同比增长8.8%；湖北送出电量401亿千瓦时，同比下降11.6%；安徽送出电量237亿千瓦时，同比下降18.5%；宁夏送出电量186亿千瓦时，同比下降12.3%。 7月份，全国跨区送电完成354亿千瓦时，同比下降1.7%。其中，华北送华东14亿千瓦时，同比下降20.4%；东北送华北14亿千瓦时，同比下降29.5%；华中送华东180亿千瓦时，同比下降11.6%；华中送南方30亿千瓦时，同比增长6.7%；西北送华北和华中合计59亿千瓦时，同比增长39.2%。 7月份，全国各省送出电量合计889亿千瓦时，同比下降3.6%。其中，内蒙古送出电量132亿千瓦时，同比增长1.7%；四川送出电量165亿千瓦时，同比下降6.1%；云南送出电量83亿千瓦时，同比增长10.0%；贵州送出电量73亿千瓦时，同比增长3.8%；山西送出电量71亿千瓦时，同比下降12.9%；湖北送出电量95亿千瓦时，同比下降22.6%；安徽送出电量35亿千瓦时，同比下降21.7%；宁夏送出电量29亿千瓦时，同比增长8.9%。 七、基建新增装机规模同比增加，电源新开工规模提速 1-7月份，全国基建新增发电生产能力5237万千瓦，比上年同期多投产971万千瓦。其中，水电597万千瓦、火电2886万千瓦、核电326万千瓦、风电853万千瓦、太阳能574万千瓦; 水电比去年同期少投产856万千瓦；核电比去年同期基本持平；火电、风电和太阳能分别比去年同期多投产1011、350和470万千瓦。 1-7月份，全国主要发电企业电源项目新开工规模3411万千瓦，比上年同期增加2035万千瓦；其中，水电新开工362万千瓦、火电新开工1967万千瓦、核电新开工224万千瓦、风电新开工802万千瓦、太阳能新开工56万千瓦。 八、电源完成投资同比增长，电网完成投资同比下降 1-7月份，全国主要发电企业电源工程完成投资1586亿元，比上年同期增加7.7%。在电源完成投资中，水电完成投资319亿元，同比减少17.6%；火电完成投资499亿元，同比增长18.6%；风电完成投资473亿元，同比增长32.8%；核电完成投资238亿元，同比降低13.7%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的68.5%，比上年同期降低2.9个百分点。 1-7月份，全国电网工程完成投资1932亿元，同比下降1.4%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-6月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量增速小幅回升，二产用电量降幅收窄。工业用电量增速小幅提升，制造业用电量增速由负转正。高载能行业用电量走势分化，化工用电量增速明显提升，有色用电量增速出现减缓势头。发电装机容量保持较快增长，发电量增速持续低迷。火电利用小时同比大幅下降，水电、核电、风电利用小时同比增加。跨区输送电量增速较上年大幅回落，跨省电量输送规模同比下降。基建新增装机规模同比增加，火电保持较大在建规模。 一、全社会用电量增速小幅回升，二产用电量降幅收窄 1-6月份，全国全社会用电量26624亿千瓦时，同比增长1.3%,增速同比回落4.1个百分点。 分产业看，1-6月份，第一产业用电量441亿千瓦时，同比增长0.9%，占全社会用电量的比重为1.7%；第二产业用电量19242亿千瓦时，同比下降0.5%，占全社会用电量的比重为72.3%，对全社会用电量增长的贡献率为-26.4%；第三产业用电量3397亿千瓦时，同比增长8.1%，增速同比提高1.2个百分点，用电量占全社会用电量的比重为12.8%，对全社会用电量增长的贡献率为76.3%；城乡居民生活用电量3545亿千瓦时，同比增长4.8%，增速同比降低1.8个百分点，占全社会用电量的比重为13.3%，对全社会用电量增长的贡献率为49.0%。 图1: 2013年以来分月全社会用电量及其增速 分地区看，1-6月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（1.3%）的省份有19个，依次为：西藏（20.4%）、江西（8.2%）、新疆（7.5%）、甘肃（7.0%）、海南（5.8%）、内蒙古（5.5%）、宁夏(4.6%)、重庆（4.6%）、福建（3.6%）、安徽（3.6%）、广东（3.2%）、浙江(3.0%)、上海（2.8%）、湖南（2.5%）、天津（2.3%）、广西（2.2%）、江苏（1.8%）、贵州（1.8%）、和北京（1.5%）；全社会用电量负增长的省份有9个，其中增速低于-4%的省份为：河北（-4.1%）、青海（-4.9%）和山西（-5.0%）。 6月份，全国全社会用电量4723亿千瓦时，同比增长1.8%。分产业看，第一产业用电量106亿千瓦时，同比增长6.3%；第二产业用电量3502亿千瓦时，同比增长0.6%；第三产业用电量585亿千瓦时，同比增长6.7%；城乡居民生活用电量530亿千瓦时，同比增长3.5%。 分地区看，6月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（1.8%）的省份有16个，其中增速超过10%的省份为西藏（10.9%）；全社会用电量增速为负的省份有8个，其中增速低于-4%的省份为山西（-4.3%）和河南（-4.8%）。 二、工业用电量增速小幅提升，制造业用电量增速由负转正 1-6月份，全国工业用电量18904亿千瓦时，同比下降0.4%，增速同比降低5.4个百分点，占全社会用电量的比重为71.0%，对全社会用电量增长的贡献率为-24.3%。其中，轻、重工业用电量分别为3205和15698亿千瓦时，同比分别增长2.1%和下降0.9%，增速同比分别降低2.5个百分点和6.0个百分点。 图2: 2013年以来分月轻、重工业用电量增速情况 6月份，全国工业用电量3445亿千瓦时，同比增长0.7%，占全社会用电量的比重为72.9%。其中，轻工业用电量607亿千瓦时，同比增长2.9%，占全社会用电量的比重为12.8%；重工业用电量2838亿千瓦时，同比增长0.3%，占全社会用电量的比重为60.1%。 1-6月份，全国制造业用电量14221亿千瓦时，同比增长0.1%，增速同比降低5.4个百分点。6月份，全国制造业用电量2613亿千瓦时，同比增长0.7%；制造业日均用电量87.1亿千瓦时/天，创历史新高，分别比上年同期和上月增加0.6亿千瓦时/天和5.1亿千瓦时/天。 图3: 2013年以来分月制造业日均用电量 三、化工用电量增速明显提升，有色用电量增速出现减缓势头 1-6月份，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8191亿千瓦时，同比下降 1.5%，增速同比回落6.1个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为30.8%，对全社会用电量增长的贡献率为-37.4%。其中，化工行业用电量2070亿千瓦时，同比增长2.3%，增速同比回落2.9个百分点；建材行业用电量1464亿千瓦时，同比下降6.4%，增速同比回落15.7个百分点；黑色金属冶炼行业用电量2513亿千瓦时，同比下降6.5%；增速同比回落8.2个百分点；有色金属冶炼行业2143亿千瓦时，同比增长5.2%，增速同比提高0.5个百分点。 图4: 2013年以来分月重点行业用电量情况 6月份，四大高载能行业用电量合计1482亿千瓦时，同比下降 1.3%，增速同比回落7.6个百分点，占全社会用电量的比重为31.4%。其中，化工行业用电量371亿千瓦时，同比增长4.8%，增速同比回落2.1个百分点；建材行业用电量293亿千瓦时，同比下降6.0%，增速同比回落14.3个百分点；黑色金属行业用电量443亿千瓦时，同比下降7.3%，增速同比回落11.0个百分点；有色金属冶炼行业375亿千瓦时，同比增长4.6%，增速同比回落3.0个百分点。 四、发电装机容量保持较快增长，发电量增速持续低迷 截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量13.6亿千瓦，同比增长8.7%。其中，水电2.68亿千瓦、火电9.4亿千瓦、核电2214万千瓦、并网风电10491万千瓦。1-6月份，全国规模以上电厂发电量27091亿千瓦时，同比增长0.6%，增速同比降低5.2个百分点。 1-6月份，全国规模以上电厂水电发电量4234亿千瓦时，同比增长13.3％，增速同比提高3.6个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（988亿千瓦时）、云南（817亿千瓦时）和湖北（574亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的56.2%，同比增速分别为14.3%、19.1%和14.9%。 1-6月份，全国规模以上电厂火电发电量20879亿千瓦时，同比下降3.2％，增速比上年同期降低7.9个百分点。各省中，只有新疆增长较快（21.3%），22个省份火电发电量出现负增长，四川（-23.0%）、云南（-34.7%）和西藏（-76.7%）同比下降超过20%。 1-6月份，全国核电发电量772亿千瓦时，同比增长34.8%。 1-6月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量990亿千瓦时，同比增长26.2%，增幅比上年同期提高14.2个百分点。 五、火电利用小时同比大幅下降，水电、核电、风电利用小时同比增加 1-6月份，全国发电设备累计平均利用小时1936小时，同比下降151小时，降幅同比扩大72小时。 图5: 2005年以来历年1-6月份利用小时情况 分类型看，1-6月份，全国水电设备平均利用小时1512小时，同比提高82小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，湖南、云南和青海同比分别下降145小时、64小时和63小时，四川增长28小时，贵州、广西和湖北同比分别提高641小时、421小时和230小时。全国火电设备平均利用小时2158小时，同比下降217小时，降幅比2014年同期扩大191小时；其中海南2940小时，青海、宁夏和江苏超过2500小时；云南和西藏火电设备利用小时低于1000小时，分别为982小时和52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，云南和北京下降超过500小时。全国核电设备平均利用小时3456小时，同比上升27小时。全国风电设备平均利用小时1002小时，同比上升16小时。 图6：1-6月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、跨区输送电量增速较上年大幅回落，跨省电量输送规模同比下降 1-6月份，全国跨区送电完成1226亿千瓦时，同比增加3.8%。其中，华北送华中（特高压）45亿千瓦时，同比下降46.4%；华北送华东71亿千瓦时，同比增长8.4%；东北送华北80亿千瓦时，同比下降23%；华中送华东428亿千瓦时，同比增长22.8%；华中送南方112亿千瓦时，同比增长5.2%；西北送华北和华中合计300亿千瓦时，同比增长10.4%。 1-6月份，全国各省送出电量合计3965亿千瓦时，同比下降0.9%。其中，内蒙古送出电量707亿千瓦时，同比下降1.4%；山西送出电量358亿千瓦时，同比下降10.6%；四川送出电量408亿千瓦时，同比增长27.4%；贵州送出电量358亿千瓦时，同比增长27.1%；云南送出电量314亿千瓦时，同比增长8.5%；湖北送出电量306亿千瓦时，同比下降7.4%；安徽送出电量202亿千瓦时，同比下降17.9%；宁夏送出电量157亿千瓦时，同比下降15.3%。 6月份，全国跨区送电完成275亿千瓦时，同比增加10.1%。其中，华北送华中（特高压）0.2亿千瓦时，同比下降95.6%；华北送华东11亿千瓦时，同比下降38.7%；东北送华北5亿千瓦时，同比下降73.1%；华中送华东131亿千瓦时，同比增加30.1%；华中送南方30亿千瓦时，同比增长35.5%；西北送华北和华中合计54亿千瓦时，同比增长18.0%。 6月份，全国各省送出电量合计779亿千瓦时，同比增加2.9%。其中，内蒙古送出电量128亿千瓦时，同比增长6.5%；四川送出电量120亿千瓦时，同比增长28.3%；云南送出电量78亿千瓦时，同比增长13.6%；贵州送出电量75亿千瓦时，同比增长9.5%；山西送出电量59亿千瓦时，同比下降10%；湖北送出电量81亿千瓦时，同比增长1.3%；安徽送出电量34亿千瓦时，同比下降11.8%；宁夏送出电量28亿千瓦时，同比下降4.0%。 七、基建新增装机规模同比增加，火电保持较大在建规模 1-6月份，全国基建新增发电生产能力4338万千瓦，比上年同期多投产668万千瓦。其中，水电506万千瓦、火电2343万千瓦，核电326万千瓦、风电651万千瓦、太阳能投产512万千瓦。水电比去年同期少投产796万千瓦；核电比去年同期基本持平；火电、风电和太阳能分别比去年同期多投产840万千瓦、208万千瓦和418万千瓦。 截至6月底，电源项目在建规模约17103亿千瓦，比上年同期增加2363万千瓦。其中，火电在建规模7686万千瓦，水电在建规模4380万千瓦，核电在建规模2737万千瓦，风电在建规模2187万千瓦。 八、电源完成投资同比增长，电网完成投资同比下降 1-6月份，全国主要发电企业电源工程完成投资1321亿元，比上年同期增加7.6%。在电源完成投资中，水电完成投资276亿元，同比减少17.2%；火电完成投资405亿元，同比增长14.1%；风电完成投资397亿元，同比增长43.7%；核电完成投资203亿元，同比降低14.9%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的69.4%，比上年同期降低1.7个百分点。 1-6月份，全国电网工程完成投资1636亿元，同比下降0.8%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-5月份，全国电力供需总体宽松。三产和居民用电量稳定增长，带动全社会用电量增速微弱提升。工业用电量持续不振，呈现降速减缓势头。高耗能行业电量增速分化，有色用电量加速上涨。发电装机容量保持快速增长，水电发电量增速放缓。火电利用小时同比降幅扩大，水电利用小时同比涨幅稳定。全国跨区送电量增速回落，火电输出负增长。火电新开工规模继续扩大，水电几乎没有新开工项目。 一、三产和居民用电量稳定增长，带动全社会用电量增速微弱提升 1-5月份，全国全社会用电量21889亿千瓦时，同比增长1.1%,增速同比回落4.2个百分点。 分产业看，1-5月份，第一产业用电量335亿千瓦时，同比下降0.8%，占全社会用电量的比重为1.5%；第二产业用电量15732亿千瓦时，同比下降0.8%，占全社会用电量的比重为71.9%，对全社会用电量增长的贡献率为-53.5%；第三产业用电量2810亿千瓦时，同比增长8.3%，增速同比提高1.9个百分点，用电量占全社会用电量的比重为12.8%，对全社会用电量增长的贡献率为93.2%；城乡居民生活用电量3012亿千瓦时，同比增长4.9%，增速同比降低1.5个百分点，占全社会用电量的比重为13.8%，对全社会用电量增长的贡献率为61.5%。 图1: 2013年以来分月全社会用电量及其增速 分地区看，1-5月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（1.1%）的省份有19个，依次为：西藏（22.4%）、江西（8.2%）、新疆（7.6%）、甘肃（7.6%）、海南（6.3%）、内蒙古（5.5%）、重庆（5.2%）、宁夏(4.5%)、安徽（4.2%）、福建（3.2%）、广东（2.7%）、浙江(2.7%)、上海（2.5%）、天津（2.3%）、江苏（2.1%）、贵州（2.1%）、广西（1.9%）、北京（1.8%）和湖南（1.7%）；全社会用电量负增长的省份有9个，其中增速低于-5%的省份为：山西（-5.2%）、青海（-6.1%）和云南（-6.4%）。 5月份，全国全社会用电量4567亿千瓦时，同比增长1.6%。分产业看，第一产业用电量87亿千瓦时，同比增长4.8%；第二产业用电量3424亿千瓦时，同比下降0.7%；第三产业用电量523亿千瓦时，同比增长9.8%；城乡居民生活用电量533亿千瓦时，同比增长8.9%。 分地区看，5月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（1.6%）的省份有17个，其中增速超过10%的省份有：西藏（18.2%）和甘肃（12.5%）；全社会用电量增速为负的省份有9个，其中增速低于-4%的省份为云南（-4.1%）和河北（-4.5%）。 二、工业用电量持续不振，呈现降速减缓势头 1-5月份，全国工业用电量15452亿千瓦时，同比下降0.8%，增速同比降低5.7个百分点，占全社会用电量的比重为70.6%，对全社会用电量增长的贡献率为-51.9%。其中，轻、重工业用电量分别为2598和12853亿千瓦时，同比分别增长2.0%和下降1.3%，增速同比分别降低2.6和6.4个百分点。 图2: 2013年以来分月轻、重工业用电量增速情况 5月份，全国工业用电量3369亿千瓦时，同比下降0.6%，占全社会用电量的比重为73.8%。其中，轻工业用电量584亿千瓦时，同比增长2.3%，占全社会用电量的比重为12.8%；重工业用电量2785亿千瓦时，同比下降1.2%，占全社会用电量的比重为61.0%。 1-5月份，全国制造业用电量11598亿千瓦时，同比下降0.1%，增速同比降低5.5个百分点。5月份，全国制造业用电量2541亿千瓦时，同比增长0.3%；制造业日均用电量82.0亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加0.2亿千瓦时/天和减少0.5亿千瓦时/天。 图3: 2013年以来分月制造业日均用电量 三、高耗能行业电量增速分化，有色用电量加速上涨 1-5月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计6699亿千瓦时，同比下降 1.7%，增速同比回落6.0个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为30.6%，对全社会用电量增长的贡献率为-49.5%。其中，化工行业用电量1697亿千瓦时，同比增长1.6%，增速同比回落3.2个百分点；建材行业用电量1170亿千瓦时，同比下降6.6%，增速同比回落16.2个百分点；黑色金属冶炼行业用电量2069亿千瓦时，同比下降6.5%，增速同比回落7.8个百分点；有色金属冶炼行业1763亿千瓦时，同比增长5.0%，增速同比提高0.9个百分点。 图4: 2013年以来分月重点行业用电量情况 5月份，四大高载能行业用电量合计1451亿千瓦时，同比下降 1.1%，增速同比回落5.2个百分点，占全社会用电量的比重为31.8%。其中，化工行业用电量349亿千瓦时，同比下降2.1%，增速同比回落8.5个百分点；建材行业用电量293亿千瓦时，同比下降6.6%，增速同比回落14.4个百分点；黑色金属行业用电量436亿千瓦时，同比下降5.0%，增速同比回落6.2个百分点；有色金属冶炼行业373亿千瓦时，同比增长10.4%，增速同比提高8.0个百分点、环比提高5.2个百分点。 四、发电装机容量保持快速增长，水电发电量增速放缓 截至5月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量13.5亿千瓦，同比增长8.8%。其中，水电2.67亿千瓦、火电9.3亿千瓦、核电2105万千瓦、并网风电10320万千瓦。1-5月份，全国规模以上电厂发电量22187亿千瓦时，同比增长0.2%，增速同比降低5.5个百分点。 1-5月份，全国规模以上电厂水电发电量3182亿千瓦时，同比增长11.5％，增速同比提高0.2个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（759亿千瓦时）、云南（611亿千瓦时）和湖北（427亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的56.5%，同比增速分别为14.9%、12.7%和11.7%。 1-5月份，全国规模以上电厂火电发电量17393亿千瓦时，同比下降3.1％，增速比上年同期降低7.3个百分点。各省中，只有新疆（21.2%）增长较快，23个省份火电发电量出现负增长，四川（-21.2%）、云南（-29.2%）和西藏（-79.4%）同比下降超过20%。 1-5月份，全国核电发电量614亿千瓦时，同比增长31.6%。 1-5月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量840亿千瓦时，同比增长22.7%，增幅比上年同期提高8个百分点。 五、火电利用小时同比降幅扩大，水电利用小时同比涨幅稳定 1-5月份，全国发电设备累计平均利用小时1601小时，同比下降133小时，降幅同比扩大74小时。 图5: 2005年以来历年1-5月份利用小时情况 分类型看，1-5月份，全国水电设备平均利用小时1142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，湖南、青海和云南同比分别下降179小时、31小时和9小时，湖北和四川同比分别增长140小时和30小时，贵州、广西同比分别提高458小时、380小时。全国火电设备平均利用小时1813小时，同比下降186小时，降幅比2014年同期扩大169小时；其中青海2493小时，海南、宁夏、江苏、江西、河北、陕西和贵州超过2000小时；云南和西藏火电设备利用小时低于1000小时，分别为878小时和48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，北京、云南、宁夏、四川和重庆下降超过400小时。全国核电设备平均利用小时2793小时，同比下降49小时。全国风电设备平均利用小时857小时，同比下降6小时。 图6：1-5月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨区送电量增速回落，火电输出负增长 1-5月份，全国跨区送电完成1044亿千瓦时，同比增长2.4%。其中，华北送华中（特高压）44亿千瓦时，同比下降43.7%；华北送华东61亿千瓦时，同比增长25.2%；东北送华北75亿千瓦时，同比下降13.3%；华中送华东296亿千瓦时，同比增长19.5%；华中送南方83亿千瓦时，同比下降2.5%；西北送华北和华中合计338亿千瓦时，同比增长7.5%；三峡电厂送出电量268亿千瓦时，同比增长3.4%。 1-5月份，全国各省送出电量合计3108亿千瓦时，同比下降1.9%。其中，内蒙古送出电量580亿千瓦时，同比下降3.0%；山西送出电量300亿千瓦时，同比下降10.7%；四川送出电量288亿千瓦时，同比增长27.0%；贵州送出电量283亿千瓦时，同比增长32.7%；云南送出电量236亿千瓦时，同比增长6.9%；湖北送出电量225亿千瓦时，同比下降10.2%；安徽送出电量168亿千瓦时，同比下降19.0%；宁夏送出电量129亿千瓦时，同比下降17.4%。 5月份，全国跨区送电完成219亿千瓦时，同比下降3.6%。其中，华北送华中（特高压）7亿千瓦时，同比下降46.7%；华北送华东16亿千瓦时，同比增长145.8%；东北送华北12亿千瓦时，同比下降30.1%；华中送华东68亿千瓦时，同比下降4.1%；华中送南方20亿千瓦时，同比下降13.7%；西北送华北和华中合计70亿千瓦时，同比增长5.7%；三峡送出电量71亿千瓦时，同比下降5.5%。 5月份，全国各省送出电量合计661亿千瓦时，同比下降3.6%。其中，内蒙古送出电量128亿千瓦时，同比增长0.6%；四川送出电量55亿千瓦时，同比增长11.8%；云南送出电量60亿千瓦时，同比下降7.2%；贵州送出电量67亿千瓦时，同比增长8.4%；山西送出电量66亿千瓦时，同比增长7.7%；湖北送出电量57亿千瓦时，同比下降14.5%；安徽送出电量35亿千瓦时，同比下降9.0%；宁夏送出电量24亿千瓦时，同比下降20%。 七、火电新开工规模继续扩大，水电几乎没有新开工项目 1-5月份，全国基建新增发电生产能力3243万千瓦，比上年同期多投产308万千瓦。其中，水电397万千瓦、核电109万千瓦、风电379万千瓦，分别比去年同期少投产438万千瓦、220万千瓦和26万千瓦；火电1932万千瓦、太阳能427万千瓦，分别比去年同期多投产628万千瓦和364万千瓦。 1-5月份，全国主要发电企业电源项目新开工规模2321万千瓦，比上年同期增加966万千瓦；其中，水电新开工2万千瓦、火电新开工1654万千瓦、核电新开工112万千瓦、风电新开工523万千瓦、太阳能新开工30万千瓦。 1-5月份，全国电网建设新增220千伏及以上变电设备容量（交流）9852万千伏安，交流线路长度13690千米，分别比上年同期多投产1144万千伏安和少投产2101千米。 八、电源完成投资同比增长，电网完成投资同比下降 1-5月份，全国主要发电企业电源工程完成投资983亿元，比上年同期增加8.1%。在电源完成投资中，水电完成投资223亿元，同比减少11.0%；火电完成投资298亿元，同比增长10.1%；风电完成投资270亿元，同比增长48.6%；核电完成投资158亿元，同比降低15.0%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的69.7%，比上年同期降低0.5个百分点。 1-5月份，全国电网工程完成投资1177亿元，同比下降6.2%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-4月份，全国电力供需总体宽松。二产用电量持续不振，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。工业用电量同比下降，轻重工业走势分化。高载能行业用电量增长乏力，建材、钢铁用电量同比下降，有色用电量增速回升。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。 一、三产和居民用电量增速明显提升，二产用电量持续不振 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%，占全社会用电量的比重为1.4%；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，用电量占全社会用电量的比重为13.2%，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，占全社会用电量的比重为14.3%，对全社会用电量增长的贡献率为59.9%。 图1: 2013年以来分月全社会用电量及其增速 分地区看，1-4月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（0.9%）的省份有20个，依次为：西藏（23.5%）、新疆（9.2%）、江西（8.0%）、海南（6.6%）、甘肃（6.4%）、内蒙古（5.7%）、重庆（5.6%）、安徽（4.3%）、宁夏(3.6%)、上海（3.1%）、福建（3.0%）、江苏（2.7%）、浙江(2.6%)、北京（2.4%）、湖南（2.4%）、天津（2.1%）、广东（1.8%）、贵州（1.4%）、山东（1.1%）和广西（1.1%）；全社会用电量负增长的省份有11个，其中增速低于-5%的省份为：山西（-5.7%）、云南（-6.9%）和青海（-7.1%）。 4月份，全国全社会用电量4415亿千瓦时，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%。 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%）。 二、工业用电量同比下降，轻重工业走势分化 1-4月份，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。 图2: 2013年以来分月轻、重工业用电量增速情况 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%，占全社会用电量的比重为13.0%；重工业用电量2597亿千瓦时，同比下降1.7%，占全社会用电量的比重为58.8%。 1-4月份，全国制造业用电量9060亿千瓦时，同比下降0.2%，增速同比降低5.9个百分点。4月份，全国制造业用电量2474亿千瓦时，同比下降0.8%；制造业日均用电量82.5亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月减少0.7亿千瓦时/天和增加14.0亿千瓦时/天。 图3: 2013年以来分月制造业日均用电量 三、建材、钢铁用电量同比下降，有色用电量增速回升 1-4月份，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5250亿千瓦时，同比下降 1.8%，增速同比回落6.3个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为30.3%，对全社会用电量增长的贡献率为-59.2%。其中，化工行业用电量1351亿千瓦时，同比增长2.9%，增速同比回落1.6个百分点；建材行业用电量877亿千瓦时，同比下降6.5%，增速同比回落17.1个百分点；黑色金属冶炼行业用电量1632亿千瓦时，同比下降6.9%；增速同比回落8.4个百分点；有色金属冶炼行业1390亿千瓦时，同比增长3.7%，增速同比回落1.0个百分点。 图4: 2013年以来分月重点行业用电量情况 4月份，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，占全社会用电量的比重为31.6%。其中，化工行业用电量342亿千瓦时，同比增长1.4%，增速同比回落3.2个百分点；建材行业用电量271亿千瓦时，同比下降11.1%，增速同比回落20.9个百分点；黑色金属行业用电量420亿千瓦时，同比下降7.1%，增速同比回落7.8个百分点；有色金属冶炼行业361亿千瓦时，同比增长5.2%，增速同比回落1.3个百分点、环比回升2.8个百分点。 四、发电装机容量快速增长，大幅高于发电量增速 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。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。 1-4月份，全国规模以上电厂水电发电量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%。 1-4月份，全国规模以上电厂火电发电量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%。 1-4月份，全国核电发电量477亿千瓦时，同比增长32.6%。 1-4月份，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。 五、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。 图5: 2005年以来历年1-4月份利用小时情况 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。 图6：1-4月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨区送电量平稳增长，省间送出电量同比下降 1-4月份，全国跨区送电完成755亿千瓦时，同比增长4.7%。其中，华北送华中（特高压）38亿千瓦时，同比下降43.1%；华北送华东45亿千瓦时，同比增长6.2%；东北送华北63亿千瓦时，同比下降9.0%；华中送华东228亿千瓦时，同比增长29.0%；华中送南方63亿千瓦时，同比增长1.7%；西北送华北和华中合计197亿千瓦时，同比增长11.7%；三峡电厂送出电量197亿千瓦时，同比增长7.9%。 1-4月份，全国各省送出电量合计2377亿千瓦时，同比下降1.5%。其中，内蒙古送出电量451亿千瓦时，同比下降4.0%；山西送出电量234亿千瓦时，同比下降14.8%；四川送出电量234亿千瓦时，同比增长31.2%；贵州送出电量216亿千瓦时，同比增长42.7%；云南送出电量177亿千瓦时，同比增长12.7%；湖北送出电量168亿千瓦时，同比下降8.7%；安徽送出电量132亿千瓦时，同比下降21.4%；宁夏送出电量105亿千瓦时，同比下降16.8%。 4月份，全国跨区送电完成194亿千瓦时，同比增长7.0%。其中，华北送华中（特高压）11亿千瓦时，同比下降31.5%；华北送华东10亿千瓦时，同比增长58.9%；东北送华北13亿千瓦时，同比下降28.3%；华中送华东73亿千瓦时，同比增长33.9%，华中送南方19亿千瓦时，同比增长4.4%；西北送华北和华中合计44亿千瓦时，同比增长10.0%；三峡送出电量63亿千瓦时，同比增长5.6%。 4月份，全国各省送出电量合计639亿千瓦时，同比增长1.8%。其中，内蒙古送出电量135亿千瓦时，同比增长6.7%；四川送出电量67亿千瓦时，同比增长55.1%；云南送出电量65亿千瓦时，同比增长38.7%；贵州送出电量62亿千瓦时，同比增长20.3%；山西送出电量61亿千瓦时，同比下降8.9%；湖北送出电量51亿千瓦时，同比下降3.4%；安徽送出电量32亿千瓦时，同比下降19.2%；宁夏送出电量23亿千瓦时，同比下降9.5%。 七、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。 八、电源完成投资同比增长，电网完成投资同比下降 1-4月份，全国主要发电企业电源工程完成投资763亿元，比上年同期增加16.1%。在电源完成投资中，水电完成投资173亿元，同比下降8.9%；火电完成投资225亿元，同比增长11.0%；风电完成投资211亿元，同比增长99.6%；核电完成投资126亿元，同比降低11.6%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的70.5%，比上年同期增长1.4个百分点。 1-4月份，全国电网工程完成投资866亿元，同比下降8.6%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-3月份，全国电力供需总体宽松。主要受市场需求乏力及气温偏暖等因素影响，全社会用电量增速同比大幅回落，工业用电量负增长，高载能行业用电量增长乏力，三产用电量保持稳定增速。火电发电量同比大幅回落，其他类型发电量快速增长。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。电源投产规模同比增加，火电新开工规模大幅提升。 一、全社会用电量增速同比大幅回落，三产用电量稳定增长 1-3月份，全国全社会用电量12901亿千瓦时，同比增长0.8%,增速比上年同期回落4.6个百分点。 分产业看，1-3月份，第一产业用电量171亿千瓦时，同比下降1.9%，占全社会用电量的比重为1.3%；第二产业用电量9079亿千瓦时，同比下降0.6%，占全社会用电量的比重为70.4%，对全社会用电量增长的贡献率为-51.7%；第三产业用电量1749亿千瓦时，同比增长7.0%，增速比上年同期提高0.3个百分点，用电量占全社会用电量的比重为13.6%，对全社会用电量增长的贡献率为108.3%；城乡居民生活用电量1901亿千瓦时，同比增长2.6%，增速比上年同期低3.3个百分点，占全社会用电量的比重为14.7%，对全社会用电量增长的贡献率为46.5%。 图1: 2013年以来分月全社会用电量及其增速 分地区看，1-3月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（0.8%）的省份有19个，依次为：西藏（27.5%）、新疆（10.9%）、海南（7.3%）、江西（7.0%）、内蒙古（6.0%）、重庆（5.7%）、甘肃（5.1%）、安徽（4.4%）、福建（2.9%）、上海（2.9%）、江苏（2.9%）、宁夏(2.6%)、浙江(2.4%)、北京（2.1%）、贵州（2.1%）、湖南（2.0%）、山东（1.8%）天津（1.5%）、广东（1.1%）；全社会用电量负增长的省份有10个，其中增速低于-5%的省份为：山西（-5.9%）、云南（-6.9%）和青海（-8.4%）。 3月份，全国全社会用电量4448亿千瓦时，同比下降2.2%。分产业看，3月份，第一产业用电量61亿千瓦时，同比下降0.9%；第二产业用电量3177亿千瓦时，同比下降4.3%；第三产业用电量565亿千瓦时，同比增长4.6%；城乡居民生活用电量645亿千瓦时，同比增长3.2%。 分地区看，3月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（-2.2%）的省份有20个，其中增速超过10%的省份有：西藏（13.3%）和宁夏（10.5%）；全社会用电量增速为负的省份有15个，其中增速低于-10%的省份为：山西（-10.6%）、四川（-12.0%）、青海（-12.0%）和云南（-13.4%）。 二、工业用电量负增长，制造业用电量接近零增长 1-3月份，全国工业用电量8908亿千瓦时，同比下降0.7%，增速比上年同期低5.9个百分点，占全社会用电量的比重为69.0%，对全社会用电量增长的贡献率为-57.0%。其中，轻、重工业用电量分别为1440和7469亿千瓦时，同比分别增长1.8%和下降1.1%，增速分别比上年同期低3.2和6.4个百分点。 3月份，全国工业用电量3134亿千瓦时，同比下降4.1%，占全社会用电量的比重为70.5%。其中，轻工业用电量446亿千瓦时，同比下降13.4%，占全社会用电量的比重为10.0%；重工业用电量2688亿千瓦时，同比下降2.4%，占全社会用电量的比重为60.4%。 图2: 2013年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-3月份，全国制造业用电量6587亿千瓦时，与去年持平，增速比上年同期低5.6个百分点。3月份，全国制造业用电量2122亿千瓦时，同比下降8.0%；制造业日均用电量68.4亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月减少5.8亿千瓦时/天和7.2亿千瓦时/天。 图3: 2013年以来分月制造业日均用电量 三、高载能行业增速同比回落，建材、钢铁行业用电量负增长 1-3月份，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3856亿千瓦时，同比下降 1.3%，增速比上年同期回落5.5个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为29.9%，对全社会用电量增长的贡献率为-48.1%。其中，化工行业用电量1009亿千瓦时，同比增长3.6%，增速比上年同期回落0.1个百分点；建材行业用电量606亿千瓦时，同比下降4.4%，增速比上年同期回落15.1个百分点；黑色金属冶炼行业用电量1212亿千瓦时，同比下降6.8%；增速比上年同期回落8.5个百分点；有色金属冶炼行业1029亿千瓦时，同比增长3.0%，增速比上年同期回落1.1个百分点。 3月份，四大高载能行业用电量合计1271亿千瓦时，同比下降 4.9%，增速比上年同期回落9.6个百分点，占全社会用电量的比重为28.6%。其中，化工行业用电量352亿千瓦时，同比增长5.6%，增速比上年同期提高1.1个百分点；建材行业用电量182亿千瓦时，同比下降22.3%，增速比上年同期回落39.3个百分点；黑色金属行业用电量393亿千瓦时，同比下降9.1%，增速比上年同期回落8.9个百分点；有色金属冶炼行业344亿千瓦时，同比增长2.4%，增速比上年同期回落1.6个百分点。 图4: 2013年以来分月重点行业用电量情况 四、火电发电量负增长，其他类型发电量快速增长 截至3月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量13.37亿千瓦，同比增长9.2%。其中，水电2.65亿千瓦、火电9.23亿千瓦、核电2104万千瓦、并网风电10064万千瓦。1-3月份，全国规模以上电厂发电量13103亿千瓦时，同比降低0.1%，增速比上年同期降低5.9个百分点。 1-3月份，全国规模以上电厂水电发电量1715亿千瓦时，同比增长17％，增速比上年同期提高7.3个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（441亿千瓦时）、云南（324亿千瓦时）和湖北（210亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的56.9%，同比增速分别为15.5%、7.7%和18.8%。 1-3月份，全国规模以上电厂火电发电量10469亿千瓦时，同比下降3.7％，增速比上年同期降低8.4个百分点。各省中，新疆（23.8%）和北京（12.4%）火电发电量增速超过10%，21个省份火电发电量出现负增长，广西（-21.6%）、四川（-25.2%）、云南（-25.9%）和西藏（-80.8%）同比下降超过20%。 1-3月份，全国核电发电量353亿千瓦时，同比增长29.7%。 1-3月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量464亿千瓦时，同比增长24.6%，增幅比上年同期提高13.6个百分点。 五、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 1-3月份，全国发电设备累计平均利用小时954小时，同比下降84小时，降幅比2014年同期扩大48小时。 图5: 2005年以来历年1-3月份利用小时情况 分类型看，1-3月份，全国水电设备平均利用小时609小时，同比提高58小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，青海、云南同比分别下降58小时、55小时，四川基本持平，贵州、广西同比分别提高354小时、349小时。全国火电设备平均利用小时1106小时，同比下降122小时，降幅比2014年同期扩大120小时；其中青海1601小时，宁夏、海南、江苏、陕西、江西、新疆、河北超过1200小时；云南和西藏火电设备利用小时低于500小时，分别为497小时和40小时 ；与上年同期相比，共有26个省份火电利用小时同比下降，其中，重庆、四川、北京和广西下降超过300小时。全国核电设备平均利用小时1638小时，同比下降202小时。全国风电设备平均利用小时483小时，同比上升4小时，其中江苏、上海和贵州下降显著，同比分别下降164小时、135小时和122小时。 图6：1-3月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨区送电量平稳增长，省间送出电量同比下降 1-3月份，全国跨区送电完成560亿千瓦时，同比增长3.5%。其中，华北送华中（特高压）27亿千瓦时，同比下降46.6%；华北送华东34亿千瓦时，同比下降3.6%；东北送华北50亿千瓦时，同比下降2.1%；华中送华东155亿千瓦时，同比增长26.8%；华中送南方44亿千瓦时，同比增长0.6%；西北送华北和华中合计153亿千瓦时，同比增长12.2%；三峡电厂送出电量134亿千瓦时，同比增长9.0%。 1-3月份，全国各省送出电量合计1738亿千瓦时，同比下降2.7%。其中，内蒙古送出电量317亿千瓦时，同比下降7.9%；山西送出电量173亿千瓦时，同比下降16.6%；四川送出电量167亿千瓦时，同比增长23.6%；贵州送出电量154亿千瓦时，同比增长54.3%；湖北送出电量117亿千瓦时，同比下降10.8%；云南送出电量112亿千瓦时，同比下降0.4%；安徽送出电量100亿千瓦时，同比下降22.0%；宁夏送出电量82亿千瓦时，同比下降18.6%。 3月份，全国跨区送电完成194亿千瓦时，同比增长0.7%。其中，华北送华中（特高压）11亿千瓦时，同比下降36.2%；华北送华东10亿千瓦时，同比下降11.6%；东北送华北14亿千瓦时，同比下降25.1%；华中送华东60亿千瓦时，同比增长41.6%，华中送南方15亿千瓦时，同比增长4.4%；西北送华北和华中合计55亿千瓦时，同比增长1.5%；三峡送出电量51亿千瓦时，同比增长30.2%。 3月份，全国各省送出电量合计633亿千瓦时，同比下降2.6%。其中，内蒙古送出电量120亿千瓦时，同比下降6.2%；贵州送出电量66亿千瓦时，同比增长61.8%；四川送出电量61亿千瓦时，同比增长26.5%；山西送出电量60亿千瓦时，同比下降17.5%；云南送出电量59亿千瓦时，同比增长63.4%；湖北送出电量41亿千瓦时，同比下降0.8%；安徽送出电量32亿千瓦时，同比下降33.7%；宁夏送出电量30亿千瓦时，同比下降20.7%。 七、电源投产规模同比增加，火电新增创近4年同期新高 1-3月份，全国基建新增发电生产能力1807万千瓦，其中水电159万千瓦、火电994万千瓦、核电109万千瓦、风电199万千瓦、太阳能投产346万千瓦。 1-3月份，全国基建新增发电生产能力比上年同期多投产492万千瓦，其中水电比去年同期少投产250万千瓦，火电、风电和太阳能分别比去年同期多投产427万千瓦、3万千瓦和311万千瓦，核电与去年同期持平。 1-3月份，全国电网建设新增220千伏及以上变电设备容量（交流）5075万千伏安，交流线路长度7369千米，分别比上年同期多投产90万千伏安和376千米。 八、电源完成投资同比增长，电网完成投资同比下降 1-3月份，全国主要发电企业电源工程完成投资546亿元，比上年同期增加15.4%。全国电网工程完成投资594亿元，同比下降10%。在电源完成投资中，水电完成投资133亿元，同比减少13.5%；火电完成投资157亿元，同比增长12.3%；风电完成投资142亿元，同比增长137.4%；核电完成投资95亿元，同比降低11.3%。水电、核电和风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的71.3%，比上年同期增长0.8个百分点。",
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"power_transmission.file_content": " 1-2月份，全国电力供需总体宽松。主要受经济趋缓及气温偏暖等因素影响，全社会用电量增速同比回落，工业用电量增速低于全社会平均水平，四大高耗能行业用电量增速回落幅度较大，轻工业用电量增长较快。风电装机突破一亿千瓦，全国火电发电量同比下降。受需求增长缓慢影响，发电设备利用小时同比略有下降，其中核电设备利用小时数显著下降。电网投资同比下降，电源投资同比大幅增长。全国跨区送电量与去年基本持平，省间送出电量同比下降。 一、全社会用电量增速同比回落，三产用电量增速同比提升 1-2月份，全国全社会用电量8454亿千瓦时，同比增长2.5%，增速比上年同期回落2.0个百分点。 分产业看，1-2月份，第一产业用电量110亿千瓦时，同比下降2.5%，占全社会用电量的比重为1.3%；第二产业用电量5900亿千瓦时，同比增长1.5%，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42.9%；第三产业用电量1184亿千瓦时，同比增长8.1%，增速比上年同期提高3.0个百分点，用电量占全社会用电量的比重为14.0%，对全社会用电量增长的贡献率为43.1%；城乡居民生活用电量1259亿千瓦时，同比增长2.6%，增速比上年同期回落3.7个百分点，占全社会用电量的比重为14.9%，对全社会用电量增长的贡献率为15.4%。 图1: 2013年以来分月全社会用电量及其增速 分地区看， 1-2月份，全社会用电量同比增长超过全国平均水平（2.5%）的省份依次为：西藏（34.7%）、新疆（12.7%）、海南（11.1%）、江西（8.1%）、浙江（8.1%）、重庆（7.6%）、甘肃（6.8%）、安徽（6.2%）、内蒙古（5.6%）、福建（5.5%）、广东（4.5%）、四川（4.1%）、江苏（3.4%）、湖南（3.4%）、北京（3.2%）、上海（3%）、贵州（2.7%）、山东（2.7%）。 二、工业用电量增速低于全社会平均水平，轻、重工业用电量增速差异明显 1-2月份，全国工业用电量5772亿千瓦时，同比增长1.3%，增速比上年同期回落3.0个百分点，占全社会用电量的比重为68.3%，对全社会用电量增长的贡献率为35.3%。其中，轻工业用电量993亿千瓦时，同比增长10.4%，增速比上年同期提高8.9个百分点；重工业用电量为4779亿千瓦时，同比下降0.4%，增速比上年同期回落5.2个百分点。 图2: 2013年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-2月份，全国制造业用电量4463亿千瓦时，同比增长4.3%，增速比上年同期降低0.1个百分点。 图3: 2013年以来分月制造业日均用电量 三、四大高载能行业用电量增速同比回落，钢铁行业用电量同比下降 1-2月份，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2584亿千瓦时，占全社会用电量的比重为30.6%，同比增长 0.4%，增速比上年同期回落3.7个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为4.5%。其中，化工行业用电量657亿千瓦时，同比增长2.6%，增速比上年同期回落0.8个百分点；建材行业用电量423亿千瓦时，同比增长5.8%，增速比上年同期回落2.4个百分点；黑色金属冶炼行业用电量819亿千瓦时，同比下降5.6%，增速比上年同期回落8.4个百分点；有色金属冶炼行业686亿千瓦时，同比增长3.5%，增速比上年同期回落0.9个百分点。 图4: 2013年以来分月重点行业用电量情况 四、风电装机突破一亿千瓦，火电发电量同比下降 截至2月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量13.29亿千瓦，同比增长9.1%。其中，水电2.64亿千瓦，火电9.17亿千瓦，核电2104万千瓦，并网风电10004万千瓦。1-2月份，全国规模以上电厂发电量8561亿千瓦时，同比增长1.9%，增速比上年同期降低3.6个百分点。 1-2月份，全国规模以上电厂水电发电量1037亿千瓦时，同比增长12.7％，增速比上年同期提高3.5个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（278亿千瓦时）、云南（191亿千瓦时）和湖北（130亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的57.8%，同比增速分别为10.4%、-0.8%和8.5%，低于全国平均水平。 1-2月份，全国规模以上电厂火电发电量6945亿千瓦时，同比下降0.8％，增速比上年同期降低5.2个百分点。各省中，新疆（25.1%）和浙江（10%）火电发电量增速超过10%，16个省份火电发电量出现负增长，西藏（-82.1%）和云南（-26.4%）同比下降超过20%。 1-2月份，全国核电发电量231亿千瓦时，同比增长31%。 1-2月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量285亿千瓦时，同比增长22%，增幅比上年同期提高5.3个百分点。 五、发电设备利用小时同比略有下降，核电利用小时显著下降 1-2月份，全国发电设备累计平均利用小时629小时，同比下降39小时，降幅比2014年同期扩大5小时。 图5: 2005年以来历年1-2月份利用小时情况 分类型看，1-2月份，全国水电设备平均利用小时373小时，同比提高21小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，云南、青海、四川同比分别下降86小时、51小时、9小时，贵州、广西同比分别提高220小时、208小时。全国火电设备平均利用小时739小时，同比下降52小时，降幅比2014年同期扩大38小时；青海1064小时，宁夏、海南、北京、新疆、陕西、江西、江苏、重庆超过800小时；云南、西藏火电设备利用小时低于400小时，其中云南346小时；与上年同期相比，共有25个省份火电利用小时同比下降，其中，重庆、宁夏分别下降188小时、186小时。全国核电设备平均利用小时1093小时，同比下降110小时。全国风电设备平均利用小时302小时，同比下降2小时，江苏、贵州下降显著，同比分别下降118小时和112小时。 图6：1-2月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、跨区送电规模与去年基本持平，省间送出电量同比下降 1-2月份，全国跨区送电完成381亿千瓦时，同比增长0.1%。其中，华北送华中（特高压）16亿千瓦时，同比下降51.9%；华北送华东24亿千瓦时，同比增长0.3%；东北送华北36亿千瓦时，同比增长11.3%；华中送华东96亿千瓦时，同比增长19.0%，华中送南方29亿千瓦时，同比下降1.3%；西北送华北和华中合计98亿千瓦时，同比增长19.3%；三峡电厂送出电量83亿千瓦时，同比下降1.7%。 1-2月份，全国各省送出电量合计1105亿千瓦时，同比下降2.8%。其中，内蒙古送出电量197亿千瓦时，同比下降8.9%；山西送出电量113亿千瓦时，同比下降16.2%；湖北送出电量76亿千瓦时，同比下降15.4%；安徽送出电量68亿千瓦时，同比下降15.1%；四川送出电量105亿千瓦时，同比增长22.0%；贵州送出电量88亿千瓦时，同比增长49.1%；云南送出电量53亿千瓦时，同比下降30.5%；宁夏送出电量52亿千瓦时，同比下降17.4%。 1-2月份，南方电网西电东送电量165亿千瓦时，同比增长18.7%。其中，送广东139亿千瓦时，同比增长24.7%；送广西25亿千瓦时，同比下降6.3%。 1-2月份，全国进出口电量34亿千瓦时，同比下降8.5%。其中，进口电量6亿千瓦时，同比下降23.1%；出口电量28亿千瓦时，同比下降4.2%，主要是云南送越南电量2.5亿千瓦时，同比下降60.1%。 七、电源新开工规模同比增加，火电在建规模同比大幅上升 1-2月份，全国基建新增发电生产能力1342万千瓦，其中，水电139万千瓦、火电787万千瓦，核电109万千瓦、风电101万千瓦、太阳能投产206万千瓦。 1-2月份，全国基建新增发电生产能力比上年同期增加678万千瓦，水电、火电、核电、太阳能分别比去年同期增加70、346、109和177万千瓦，风电比去年同期少投产23万千瓦。 新投产电源项目主要有：中核集团在浙江新投核电机组一台（109万千瓦）；江苏国信在江苏新投火电机组二台（单机66万千瓦）；神华集团在重庆新投火电机组一台（单机105万千瓦）；新力能源在江苏新投火电机组二台（单机60万千瓦）。分省来看，新投产电源项目主要集中在江苏（308万千瓦，其中火电268万千瓦）、浙江（142万千瓦，其中核电109万千瓦）、安徽（135万千瓦，其中火电131万千瓦）、新疆（135万千瓦，其中火电66万千瓦）、重庆（105万千瓦，其中火电105万千瓦）。 1-2月份，全国主要发电企业电源项目新开工规模1550万千瓦，比上年同期增加743万千瓦；其中，水电新开工2万千瓦、火电新开工1202万千瓦、风电新开工333万千瓦、太阳能新开工13万千瓦。截至2月底，电源项目在建规模约16620亿千瓦，比上年同期增加912万千瓦。其中，火电在建规模7767万千瓦，水电在建规模4274万千瓦，核电在建规模2501万千瓦，风电在建规模1975万千瓦。 八、电源完成投资同比大幅增长，电网完成投资同比下降 1-2月份，全国主要发电企业电源工程完成投资403亿元，同比增长42.0%。在电源完成投资中，水电完成投资96亿元，同比下降3.1%；火电完成投资152亿元，同比下降79.0%；风电完成投资85亿元，同比增长192.4%；核电完成投资55亿元，同比下降10.3%；水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的62.3%，比上年同期减少7.8个百分点。 1-2月份，全国电网工程完成投资331亿元，同比下降17.4%。建设新增220千伏及以上变电设备容量3084万千伏安，交流线路长度4738千米，分别比上年同期多投产410万千伏安和538千米。",
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"power_transmission.file_content": " 2014年，全国电力消费增速放缓，全社会用电量55233亿千瓦时，同比增长3.8%，比上年回落3.8个百分点；全口径发电量55459亿千瓦时，同比增长3.6%，比上年回落4.1个百分点。截至2014年底，全国发电装机容量13.60亿千瓦，比上年增长8.7%。全年发电设备平均利用小时数为4286小时，同比下降235小时；受电力消费增速放缓和水电发电量快速增长等因素影响，全年火电设备平均利用小时数同比下降314小时，为4706小时。 电力消费 2014年，全国全社会用电量55233亿千瓦时，同比增长3.8%。其中，第一产业用电量994亿千瓦时，同比下降0.2%；第二产业40650亿千瓦时，同比增长3.7%；第三产业6660亿千瓦时，同比增长6.4%；城乡居民生活6928亿千瓦时，同比增长2.2%。工业用电量39930亿千瓦时，同比增长3.7%，其中，轻、重工业用电量分别为6658亿千瓦时和33272亿千瓦时，分别比上年增长4.2%和3.6%。 电力生产 2014年，全国全口径发电量55459亿千瓦时，比上年增长3.6%。分类型看，水电发电量10661亿千瓦时，同比增长19.7%，占全国发电量的19.2%，比上年提高2.6个百分点；火电发电量41731亿千瓦时，同比下降0.7%，占全国发电量的75.2%，比上年降低3.3个百分点；核电、并网风电和并网太阳能发电量分别为1262亿千瓦时、1563亿千瓦时和231亿千瓦时，同比分别增长13.2%、12.2%和171%，占全国发电量的比重分别比上年提高0.2个、0.2个和0.3个百分点。 2014年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数4286小时，同比降低235小时。其中，水电设备平均利用小时3653小时，同比增加293小时；火电设备平均利用小时4706小时，同比降低314小时；核电7489小时，同比降低385小时；风电1905小时，同比降低120小时。 电源建设 截至2014年底，全国发电装机容量136019万千瓦，同比增长8.7%；其中，水电30183万千瓦（含抽水蓄能2183万千瓦），占全部装机容量的22.2%；火电91569万千瓦（含煤电82524万千瓦、气电5567万千瓦），占全部装机容量的67.4%，比上年降低1.7个百分点；核电1988万千瓦，并网风电9581万千瓦，并网太阳能发电2652万千瓦。 2014年，全国基建新增发电设备容量10350万千瓦，其中，水电新增2185万千瓦，火电新增4729万千瓦，核电新增547万千瓦，并网风电新增2072万千瓦，并网太阳能发电新增817万千瓦。 电网建设 截至2014年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度、公用变电设备容量分别为57.20万千米、30.27亿千伏安，分别同比增长5.2%和8.8%。 2014年，全国基建新增220千伏及以上输电线路长度和变电设备容量分别为3.61万千米和2.24亿千伏安，分别同比少投产2842千米和多投产2563万千伏安。 电力投资 2014年，全国主要电力企业电力工程建设完成投资7764亿元，同比增长0.5%。电源工程建设完成投资3646亿元，同比下降5.8%，其中，水电、火电、核电、风电分别完成投资960亿元， 952亿元， 569亿元， 993亿元；电网工程建设完成投资4118亿元，同比增长6.8%。 节能减排 2014年，全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗318克/千瓦时，同比降低3克/千瓦时；全国电网输电线路损失率6.34%，同比降低0.4个百分点。 电量交换 2014年，全国完成跨区送电量2741亿千瓦时、同比增长13.1%；全国跨省送出电量8420亿千瓦时、同比增长10.8%。",
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"power_transmission.file_content": " 1-11月份，全国电力供需形势总体宽松。上半年电力消费总体保持平稳增长，下半年以来受宏观经济稳中趋缓及气温因素影响，全社会用电量低速增长，11月份仍有6个省份用电量负增长，比上月减少1个省份；下半年各月制造业用电量总体保持中低速增长，11月份制造业日均用电量环比增加，四大高耗能行业用电量和城乡居民生活用电量增速环比提高。受四川水电装机增加，以及湖北、广西、贵州等省份上年同期来水偏枯、基数低等因素共同作用，水电发电量连续五个月高速增长；火电发电量连续五个月同比下降，1-11月份累计火电发电量出现罕见负增长。1-11月份，发电装机容量快速增长，但市场需求增长缓慢，导致除水电外各类型机组发电利用小时同比减少较多。电网投资比上年同期略有增加，电源投资下降幅度较大。水电投产规模缩小导致全国基建新增同比略有减少。11月份，全国跨区送电量、南方电网“西电东送”电量以及三峡电厂送出电量快速增长，跨省输出电量同比下降。 一、全社会用电量增速连续两个月环比微升 1-11月份，全国全社会用电量50116亿千瓦时，同比增长3.7%,增速比上年同期回落3.7百分点。 分产业看，1-11月份，第一产业用电量925亿千瓦时，同比增长0.4%，占全社会用电量的比重为1.8%；第二产业用电量36744亿千瓦时，同比增长3.8%，增速比上年同期回落3.4个百分点，用电量占全社会用电量的比重为73.0%，对全社会用电量增长的贡献率为73.3%；第三产业用电量6071亿千瓦时，同比增长6.1%，增速比上年同期回落4.7个百分点，用电量占全社会用电量的比重为12.1%，对全社会用电量增长的贡献率为19.3%；城乡居民生活用电量6376亿千瓦时，同比增长2.0%，增速比上年同期回落7.4个百分点，占全社会用电量的比重为12.7%，对全社会用电量增长的贡献率为7.0%。 分地区看，1-11月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（3.7%）的省份有13个，其中增速高于10%的省份有新疆（13.4%）和内蒙古（10.7%）；除内蒙古外，华北、东北区域其他8个省份的全社会用电量增速均低于全国平均水平；而除甘肃外，南方、西北区域其他省份用电量增速均高于全国平均水平。全社会用电量增速低于1%的省份有河南（0.9%）、湖南（0.1%）、山西（-0.3%）和上海（-3.7%）。 11月份，全国全社会用电量4632亿千瓦时，同比增长3.3%，增速比上年同期回落5.2个百分点，与上月基本持平（提高0.2个百分点）。 图1: 2013年以来分月全社会用电量及其增速 分产业看，11月份，第一产业用电量72亿千瓦时，同比下降6.5%；第二产业用电量3531亿千瓦时，同比增长2.7%；第三产业用电量516亿千瓦时，同比增长7.0%，增速分别比上年同期和上月回落1.9个和2.1个百分点；城乡居民生活用电量513亿千瓦时，同比增长5.2%，增速分别比上年同期和上月回落2.0个和提高4.2个百分点。 分地区看，11月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（3.3%）的省份有15个，其中增速超过10%的省份有内蒙古（11.4%）和江西（11.0%）；全社会用电量负增长的省份有6个，比上月减少1个，分别为山西（-4.9%）、辽宁（-2.2%）、河北（-1.9%）、上海（-1.2%）、河南（-0.9%）和北京（-0.8%）。 二、下半年各月制造业用电量总体保持中低速增长 1-11月份，全国工业用电量36094亿千瓦时，同比增长3.7%，增速比上年同期回落3.1个百分点，占全社会用电量的比重为72.0%，对全社会用电量增长的贡献率为71.1%。其中，轻、重工业用电量分别为6060和30033亿千瓦时，同比分别增长4.2%和3.6%，增速分别比上年同期回落2.1个和3.3个百分点。 11月份，全国工业用电量3469亿千瓦时，同比增长2.7%，占全社会用电量的比重为74.9%。其中，轻工业用电量565亿千瓦时，同比增长3.6%，占全社会用电量的比重为12.2%；重工业用电量2904亿千瓦时，同比增长2.6%，占全社会用电量的比重为62.7%。 图2: 2013年以来分月轻、重工业用电量增长情况 1-11月份，全国制造业用电量27013亿千瓦时，同比增长4.6%，增速比上年同期回落1.9个百分点。11月份，全国制造业用电量2556亿千瓦时，同比增长3.1%，增速比上月回落0.7个百分点，下半年各月总体保持中低速增长；制造业日均用电量85.2亿千瓦时/天，比上月提高5.3亿千瓦时/天。 图3: 2013年以来分月制造业日均用电量 三、11月份四大高耗能行业用电量增速环比提高 1-11月份，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耗能行业用电量合计15710亿千瓦时，同比增长 3.8%、增速比上年同期回落1.9个百分点，占全社会用电量的比重为31.3%，对全社会用电量增长的贡献率为32.2%。其中，化工行业用电量3822亿千瓦时，同比增长4.7%，增速比上年同期回落0.5个百分点；建材行业用电量3033亿千瓦时，同比增长6.1%，增速比上年同期提高0.2个百分点；黑色金属冶炼行业用电量5056亿千瓦时，同比增长1.4%，增速比上年同期回落5.7个百分点，对全社会用电量增长的贡献率仅为3.9%；有色金属冶炼行业3800亿千瓦时，同比增长4.6%，增速与上年同期持平。 11月份，四大高载能行业用电量合计1502亿千瓦时，同比增长 2.6%，增速比上年同期回落5.3个百分点，比上月提高1.2个百分点。其中，化工行业用电量363亿千瓦时，同比增长4.1%，增速比上年同期回落2.0个百分点，比上月提高0.3个百分点；建材行业用电量295亿千瓦时，比上年同期下降0.03%，基本相当，增速比上年同期和上月分别回落9.4个和2.1个百分点；钢铁冶炼行业用电量473亿千瓦时，同比下降1.0%，增速比上年同期回落12.8个百分点，比上月提高1.4个百分点；有色金属冶炼行业371亿千瓦时，同比增长8.4%，增速分别比上年同期和上月提高5.2个和4.6个百分点。 图4: 2012年以来分月重点行业用电量情况 四、水电发电量连续五个月高速增长，1-11月份累计火电发电量负增长 截至11月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量12.84亿千瓦，同比增长8.8%。其中，水电2.59亿千瓦，火电8.97亿千瓦，核电1878万千瓦，并网风电8931万千瓦。 1-11月份，全国规模以上电厂发电量49746亿千瓦时，同比增长3.9%，增速比上年同期降低3.1个百分点。其中11月份发电量4487亿千瓦时，同比增长0.6％。 1-11月份，全国规模以上电厂水电发电量8873亿千瓦时，同比增长22.4％，增速比上年同期提高19.0个百分点。其中，11月份水电发电量746亿千瓦时，同比增长23.1％，增速比上年同期提高15.9个百分点；分省来看，在水电装机较多（超过1000万千瓦）的7个省份中，青海和云南同比分别下降7.0%和2.5%，其它5个省份增速超过30%，其中贵州增长92.5%，主要是上年同期基数较低。水电发电量最多的三个省分别为四川（191亿千瓦时）、云南（163亿千瓦时）和湖北（97亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的60.4%，三省水电发电量增长对全国水电发电量增长的贡献率达到50.2%。 1-11月份，全国规模以上电厂火电发电量38066亿千瓦时，同比下降0.3％，增速比上年同期降低7.1个百分点。其中，11月份，火电发电量3455亿千瓦时，同比下降4.2％，已经连续5个月负增长；分省来看，火电发电量增速超过10%的省份仅有新疆（14.6%）、浙江（14.2%）、海南（11%）和宁夏（10.1%）；全国共有23个省份火电发电量出现负增长，与上月相比增加3个，华北、华东、华中和南方分别仅有山东、浙江、江西和海南同比增长，同比下降超过20%的省份有西藏（-86.9%）云南（-43.9%）和甘肃（-21.4%）。 1-11月份，全国核电发电量1186亿千瓦时，同比增长18.3%；其中11月份核电发电量121亿千瓦时，同比增长26.4%。 1-11月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1378亿千瓦时，同比增长10.0%，增幅比上年同期降低29.2个百分点；在风电装机容量超过500万千瓦的省份中，甘肃和内蒙古同比分别下降6.3%和1.7%，内蒙古风电发电量占全区发电量的9.4%。11月份，全国风电发电量156亿千瓦时，同比增长12.2%，环比增长10.6%。 五、除水电外，其他类型发电设备平均利用小时大幅下降 1-11月份，全国发电设备累计平均利用小时3906小时，同比下降222小时，降幅比1-10月份扩大23小时。 图5: 2005年以来历年1-11月份利用小时情况 分类型看，1-11月份，全国水电设备平均利用小时3394小时，同比提高300小时；在水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，青海、云南同比分别下降327小时、184小时，贵州、广西、湖北和四川同比分别提高1211小时、881小时、511小时和361小时。全国火电设备平均利用小时4272小时，同比下降262小时，降幅比1-10月份扩大27小时；宁夏和海南达到5582小时和5233小时，青海、新疆、陕西、河北、天津、江苏超过4700小时；云南、四川火电设备利用小时低于3200小时，其中云南仅有2357小时；与上年同期相比，共有21个省份火电利用小时同比下降，其中，贵州、重庆分别下降1153小时、1038小时。全国核电设备平均利用小时6795小时，同比下降400小时。全国风电设备平均利用小时1685小时，同比下降204小时；分省来看，全国仅有重庆、四川和陕西的风电设备利用小时同比提高，在风电小时同比下降的省份中，青海、新疆同比分别下降1186小时和469小时。 图6：1-11月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨省区送电量快速增长，11月跨省输出电量同比下降 1-11月份，全国跨区送电完成2549亿千瓦时，同比增长14.7%。其中，华北送华中（特高压）91亿千瓦时，同比增长3.1%；华北送华东146亿千瓦时，同比下降2.9%；内蒙古送西北（宁夏、陕西）32亿千瓦时，同比增长23.7%；东北送华北196亿千瓦时，同比增长23.2%；华中送华东995亿千瓦时，同比增长23.5%；华中送南方232亿千瓦时，同比增长1.6%；西北送华北和华中合计485亿千瓦时，同比增长19.2%。三峡电厂送出电量929亿千瓦时，同比增长18.8%。 1-11月份，全国各省送出电量合计7994亿千瓦时，同比增长11.7%。其中，内蒙古送出电量1338亿千瓦时，同比增长1.5%；四川送出电量1123亿千瓦时，同比增长57.4%；湖北送出电量865亿千瓦时，同比增长21.4%；山西送出电量771亿千瓦时，同比增长5.5%；云南送出电量670亿千瓦时，同比增长12.0%；贵州送出电量614亿千瓦时，同比增长19.5%；安徽送出电量412亿千瓦时，同比增长1.0%；宁夏送出电量323亿千瓦时，同比增长0.4%。 11月份，全国跨区送电完成195亿千瓦时，同比增长11.5%。全国各省送出电量合计675亿千瓦时，同比下降2.3%。 七、水电投产规模缩小导致全国基建新增规模略有减少 1-11月份，全国基建新增发电生产能力6706万千瓦，比上年同期少投产225万千瓦；其中，水电1821万千瓦、火电3405万千瓦，核电329万千瓦、风电930万千瓦、太阳能发电221万千瓦；水电、太阳能发电分别比上年同期少投产650和182万千瓦；火电、核电、风电分别比上年同期多投产449、109和49万千瓦。11月份新投产重点电源项目有：三峡呼和浩特抽水蓄能电站一台30万千瓦水电机组、国投四川锦屏二级电站1台60万千瓦水电机组、贵州盘县电厂一台单机66万千瓦火电机组、国投新疆哈密电厂一台66万千瓦火电机组、大唐北京高井燃气热电联产项目二套（138万千瓦），以及华电和甘肃电投分别在甘肃新投产风电项目20万千瓦。1-11月份，新投产电源项目主要集中在云南（896万千瓦，其中水电805万千瓦）、四川（707万千瓦，其中水电684万千瓦）、浙江（675万千瓦，其中火电657万千瓦）、甘肃（434万千瓦，其中火电251万千瓦）、新疆（362万千瓦，其中火电241万千瓦）、安徽（307万千瓦，其中火电241万千瓦）、江苏（298万千瓦，其中火电221万千瓦）、北京（294万千瓦，其中火电294万千瓦）、湖北（289万千瓦，其中火电247万千瓦）和辽宁（254万千瓦，其中核电112万千瓦） 1-11月份，电网建设新增220千伏及以上变电设备容量19403万千伏安、交流线路长度29150千米，比上年同期多投产1613万千伏安和少投产1285千米；新增直流换流容量3860万千瓦、线路长度2876千米。",
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"power_transmission.file_content": " 1-10月份，全国电力供需形势总体宽松。上半年电力消费总体平稳，三季度以来主要受气温偏低、上年同期基数高以及经济增长稳中趋缓等因素影响，全国全社会用电量低速增长，10月份仍有7个省份用电量负增长，比上月减少1个省份；制造业日均用电量连续4个月环比减少，四大高耗能行业用电量与上月基本持平、但增速环比、同比均回落，10月份第三产业用电量增速较高，城乡居民生活用电量增速已经连续4个月低于1%。受云南、四川水电装机增加，以及湖北、广西、贵州等省份上年同期来水偏枯、基数低等因素共同作用，水电发电量连续四个月高速增长；火电发电量连续四个月同比下降，其中10月份共有20个省份出现负增长。1-10月份，发电装机容量快速增长，但市场需求增长缓慢，导致除水电外各类型机组发电利用小时同比减少较多。电网投资与上年基本持平，电源投资下降幅度较大。全国基建新增同比略有减少。10月份，全国跨省区送电量、南方电网“西电东送”电量快速增长，三峡电厂送出电量增速超过70%。 一、10月份全社会用电量环比微升，居民用电连续4个月增速低于1% 1-10月份，全国全社会用电量45484亿千瓦时，同比增长3.8%,增速比上年同期回落3.6百分点。 分产业看，1-10月份，第一产业用电量853亿千瓦时，同比增长1.1%，占全社会用电量的比重为1.9%；第二产业用电量33205亿千瓦时，同比增长3.9%，增速比上年同期回落2.8个百分点，用电量占全社会用电量的比重为73.0%，对全社会用电量增长的贡献率为74.4%；第三产业用电量5558亿千瓦时，同比增长6.0%，增速比上年同期回落4.6个百分点，用电量占全社会用电量的比重为12.2%，对全社会用电量增长的贡献率为19.1%；城乡居民生活用电量5867亿千瓦时，同比增长1.7%，增速比上年同期回落8.1个百分点，占全社会用电量的比重为12.9%，对全社会用电量增长的贡献率为6.0%。 分地区看，1-10月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（3.8%）的省份有13个，其中增速高于10%的省份有新疆（13.9%）和内蒙古（10.6%）；除内蒙古外，华北、东北区域其他8个省份的全社会用电量增速均低于全国平均水平；而除甘肃外，南方、西北区域其他省份用电量增速均高于全国平均水平。全社会用电量增速低于1%的省份有江苏（0.9%）、浙江（0.9%）、山西（0.2%）、湖南（-0.1%）和上海（-3.9%）。 10月份，全国全社会用电量4508亿千瓦时，同比增长3.1%，增速比上年同期回落6.5个百分点，比上月提高0.3个百分点。 图1: 2013年以来分月全社会用电量及其增速 分产业看，10月份，第一产业用电量69亿千瓦时，同比下降11.4%；第二产业用电量3369亿千瓦时，同比增长2.8%；第三产业用电量530亿千瓦时，同比增长9.1%，增速分别比上年同期和上月回落1.8个和提高4.2个百分点；城乡居民生活用电量541亿千瓦时，同比增长1.0%，增速分别比上年同期和上月回落13.6个和提高11.3个百分点。 分地区看，10月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（2.9%）的省份有16个，其中增速超过10%的省份有江西（14.7%）、福建（11.6%）和内蒙古（11.2%）；全社会用电量负增长的省份有7个（比上月减少1个），分别为有河南（-3.9%）、山西（-2.8%）、陕西（-2.4%）、辽宁（-1.6%）、河北（-0.5%）、上海（-0.2%）和山东（-0.1%）。 二、月度制造业日均用电量连续4个月环比减少 1-10月份，全国工业用电量32617亿千瓦时，同比增长3.8%，增速比上年同期回落2.8个百分点，占全社会用电量的比重为71.7%，对全社会用电量增长的贡献率为71.7%。其中，轻、重工业用电量分别为5498和27119亿千瓦时，同比分别增长4.3%和3.7%，增速分别比上年同期回落1.7个和3.1个百分点。 10月份，全国工业用电量3312亿千瓦时，同比增长2.8%，占全社会用电量的比重为73.5%。其中，轻工业用电量566亿千瓦时，同比增长8.0%，占全社会用电量的比重为12.6%；重工业用电量2746亿千瓦时，同比增长3.7%，占全社会用电量的比重为60.9%。 图2: 2013年以来分月轻、重工业用电量增长情况 1-10月份，全国制造业用电量24459亿千瓦时，同比增长4.8%，增速比上年同期回落1.6个百分点。10月份，全国制造业用电量2478亿千瓦时，同比增长3.9%，增速比上月回落0.9个百分点；制造业日均用电量79.9亿千瓦时/天，比上月减少3.7亿千瓦时/天，已经连续4个月环比减少。 图3: 2013年以来分月制造业日均用电量 三、10月份四大高耗能行业用电量增速环比、同比回落 1-10月份，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耗能行业用电量合计14214亿千瓦时，同比增长 4.1%、增速比上年同期回落1.5个百分点，占全社会用电量的比重为31.3%，对全社会用电量增长的贡献率为33.5%。其中，化工行业用电量3460亿千瓦时，同比增长5.0%，增速与上年同期持平；建材行业用电量2740亿千瓦时，同比增长6.9%，增速比上年同期提高1.0个百分点；黑色金属冶炼行业用电量4585亿千瓦时，同比增长1.6%，增速比上年同期回落5.0个百分点，对全社会用电量增长的贡献率仅为4.4%；有色金属冶炼行业3430亿千瓦时，同比增长4.3%，增速比上年同期回落0.3个百分点。 10月份，四大高载能行业用电量合计1451亿千瓦时，同比增长 1.4%，增速比上年同期和上月分别回落7.1个和1.9个百分点，环比增长0.6%。其中，化工行业用电量358亿千瓦时，同比增长3.8%，增速比上年同期回落2.0个百分点，环比下降2.2%；建材行业用电量289亿千瓦时，同比增长2.1%、增速比上年同期回落8.2个百分点，环比增长1.0%；钢铁冶炼行业用电量458亿千瓦时，同比下降2.4%、增速比上年同期回落18.1个百分点，环比增长0.2%；有色金属冶炼行业346亿千瓦时，同比增长3.8%、增速比上年同期提高2.8个百分点，环比增长3.6%。 图4: 2012年以来分月重点行业用电量情况 四、水电发电量连续四个月高速增长，20个省份火电发电量负增长 截至10月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量12.72亿千瓦，同比增长8.5%。其中，水电2.58亿千瓦，火电8.9亿千瓦，核电1778万千瓦，并网风电8805万千瓦。 1-10月份，全国规模以上电厂发电量45234亿千瓦时，同比增长4.2%，增速比上年同期降低2.8个百分点。其中10月份发电量4446亿千瓦时，同比增长1.9％。 1-10月份，全国规模以上电厂水电发电量8127亿千瓦时，同比增长22.3％，增速比上年同期提高19.2个百分点。其中，10月份水电发电量967亿千瓦时，同比增长34.7％，增速比上年同期提高38.1个百分点；分省来看，在水电装机较多（超过1000万千瓦）的7个省份中，湖南同比下降4.6%，青海增长1.7%，其它5个省份快速增长，其中贵州增长112.8%、广西增长97.6%、湖北增长67.2％，主要是上年同期基数较低。水电发电量最多的三个省分别为四川（267亿千瓦时）、云南（222亿千瓦时）和湖北（134亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的64.4%，三省水电发电量增长对全国水电发电量增长的贡献率达到66.6%。 1-10月份，全国规模以上电厂火电发电量34591亿千瓦时，同比增长0.1％，增速比上年同期降低6.8个百分点。其中，10月份，火电发电量3206亿千瓦时，同比下降5.8％，已经连续4个月负增长；分省来看，火电发电量增速超过10%的省份仅有云南（12.42%）和新疆（11.68%）；全国共有20个省份火电发电量出现负增长，与上月相比增加2个，华东、华中分别仅有江西、浙江实现小幅增长，同比下降超过20%的省份有上海（-38.7%）、湖北（26.1%）、广西（-25.4%）、贵州（27.6%）和西藏（-33.8%）。 1-10月份，全国核电发电量1065亿千瓦时，同比增长17.4%；其中10月份核电发电量119亿千瓦时，同比增长14.5%。 1-10月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1223亿千瓦时，同比增长9.7%，增幅比上年同期降低29.5个百分点；在风电装机容量超过500万千瓦的省份中，内蒙古同比下降3.3%，其风电发电量占全区发电量的9.1%。10月份，全国风电发电量141亿千瓦时，同比下降17.2%，环比增长23.6%。 五、除水电外，其他类型发电设备平均利用小时大幅下降 1-10月份，全国发电设备累计平均利用小时3547小时，同比下降199小时，降幅比1-9月份扩大25小时。 图5: 2005年以来历年1-10月份利用小时情况 分类型看，1-10月份，全国水电设备平均利用小时3103小时，同比提高227小时；在水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，青海、云南水电设备利用小时同比分别下降326小时、112小时，贵州、广西、湖北和四川水电利用小时同比分别提高1079小时、779小时、427小时和210小时。全国火电设备平均利用小时3867小时，同比下降235小时，降幅比1-9月份扩大53小时；宁夏和海南达到5089小时和4793小时，河北、新疆、陕西、青海、天津、内蒙古超过4300小时；云南、吉林、四川火电设备利用小时低于3000小时，其中云南仅有2197小时；与上年同期相比，共有21个省份火电利用小时同比下降，其中，贵州、重庆和浙江下降幅度分别为1090小时、857小时和844小时。全国核电设备平均利用小时6171小时，同比下降353小时。全国风电设备平均利用小时1506小时，同比下降185小时；分省来看，全国各省份风电设备利用小时均有所下降，其中青海、重庆同比分别下降885小时和596小时。 图6：1-10月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、西南水电带动全国跨省区送电量快速增长 1-10月份，全国跨区送电完成2354亿千瓦时，同比增长15.9%。其中，华北送华中（特高压）83亿千瓦时，同比增长14.6%；华北送华东133亿千瓦时，同比下降5.6%；内蒙古送西北（宁夏、陕西）29亿千瓦时，同比增长28.6%；东北送华北178亿千瓦时，同比增长28.7%；华中送华东934亿千瓦时，同比增长24.7%；华中送南方214亿千瓦时，同比增长1.7%；西北送华北和华中合计440亿千瓦时，同比增长21.2%。三峡电厂送出电量863亿千瓦时，同比增长17.5%。 1-10月份，全国各省送出电量合计7318亿千瓦时，同比增长13.1%。其中，内蒙古送出电量1216亿千瓦时，同比增长2.1%；四川送出电量1045亿千瓦时，同比增长59.7%；湖北送出电量809亿千瓦时，同比增长20.1%；山西送出电量700亿千瓦时，同比增长6.1%；云南送出电量608亿千瓦时，同比增长16.4%；贵州送出电量556亿千瓦时，同比增长18.9%；安徽送出电量377亿千瓦时，同比增长4.2%；宁夏送出电量293亿千瓦时，同比增长0.4%。 10月份，全国跨区送电完成266亿千瓦时，同比增长31.2%；全国各省送出电量合计809亿千瓦时，同比增长18.2%。 七、全国基建新增规模同比略有减少 1-10月份，全国基建新增发电生产能力5771万千瓦，比上年同期少投产524万千瓦；其中，水电1698万千瓦、火电2811万千瓦，核电329万千瓦、风电736万千瓦、太阳能发电196万千瓦；水电、风电与太阳能发电分别比上年同期少投产530、48和165万千瓦；火电与核电多投产110和109万千瓦。10月份新投产重点电源项目有京能北京西北热电中心新投燃气机组131万千瓦、国投锦屏电站二级一台（单机60万千瓦）和华电云南鲁地拉水电站一台（单机36万千瓦）。1-10月份，新投产电源项目主要集中在云南（880万千瓦，其中水电804万千瓦）、浙江（656万千瓦，其中火电645万千瓦）、四川（634万千瓦，其中水电617万千瓦）、甘肃（319万千瓦，其中火电181万千瓦）、安徽（288万千瓦，其中火电243万千瓦）、江苏（286万千瓦，其中火电221万千瓦）、新疆（265万千瓦，其中火电175万千瓦）、辽宁（253万千瓦，其中核电112万千瓦）。 1-10月份，电网建设新增220千伏及以上变电设备容量18682万千伏安、交流线路长度26468千米，比上年同期多投产1525万千伏安和少投产2993千米；新增直流换流容量3860万千瓦、线路长度2876千米。",
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"power_transmission.file_content": "1-9月份，全国电力供需形势总体宽松。上半年电力消费总体平稳，三季度主要受气温偏低、上年同期基数高以及经济增长稳中趋缓等因素影响，全国全社会用电量低速增长，9月份仍有8个省份用电量负增长；制造业日均用电量连续3个月、四大高耗能行业用电量连续2个月环比减少，9月份第三产业和城乡居民生活用电量大幅回落。受云南、四川水电装机增加，以及湖北、广西、贵州等省份上年同期来水偏枯、基数低等因素共同作用，水电发电量连续三个月高速增长；火电发电量连续三个月同比下降，其中9月份共有18个省份出现负增长。1-9月份，发电装机容量快速增长，但市场需求增长缓慢，导致除水电外各类型机组发电利用小时同比减少较多。电网投资比上年同期微增，电源投资大幅下降。全国基建新增同比略有减少。9月份，全国跨省区送电量、南方电网“西电东送”电量快速增长，三峡电厂送出电量连续三个月同比下降后恢复正增长。 一、上半年电力消费需求总体平稳增长，气温偏低以及经济增速趋缓导致三季度全社会用电低速增长 1-9月份，全国全社会用电量40975亿千瓦时，同比增长3.9%,增速比上年同期回落3.3百分点。一、二、三季度，全国全社会用电量增速分别为5.4%、5.2%和1.4%，三季度增速同比、环比分别回落9.5和3.8个百分点。 分产业看，1-9月份，第一产业用电量783亿千瓦时，同比增长2.4%，占全社会用电量的比重为1.9%；第二产业用电量29827亿千瓦时，同比增长4.0%，增速比上年同期回落2.5个百分点，用电量占全社会用电量的比重为72.8%，对全社会用电量增长的贡献率为74.9%；第三产业用电量5033亿千瓦时，同比增长5.7%，增速比上年同期回落5.2个百分点，用电量占全社会用电量的比重为12.3%，对全社会用电量增长的贡献率为17.8%；城乡居民生活用电量5332亿千瓦时，同比增长1.8%，增速比上年同期回落7.1个百分点，占全社会用电量的比重为13.0%，对全社会用电量增长的贡献率为6.1%。 分地区看，1-9月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（3.9%）的省份有13个，其中增速高于10%的省份有新疆（15.0%）和内蒙古（10.5%）；除内蒙古外，华北、东北区域其他8个省份的全社会用电量增速均低于全国平均水平；而除甘肃外，南方、西北区域其他省份用电量增速均高于全国平均水平。全社会用电量最低的三个省份为上海（-4.2%）、湖南（-0.6%）和浙江（0.5%）。 9月份，全国全社会用电量4570亿千瓦时，同比增长2.7%，增速比上年同期回落7.7个百分点。 图1: 2013年以来分月全社会用电量及其增速 分产业看，9月份，第一产业用电量97亿千瓦时，同比增长6.5%；第二产业用电量3221亿千瓦时，同比增长5.2%；第三产业用电量612亿千瓦时，同比增长4.9%，增速分别比上年同期和上月回落8.4个和提高3.8个百分点；城乡居民生活用电量640亿千瓦时，同比下降10.2%，增速分别比上年同期和上月回落29.5个和4.6个百分点。 分地区看，9月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（2.7%）的省份有14个，其中增速超过10%的省份有福建（13.9%）、广东（12.5%）和内蒙古（12.0%）；全社会用电量负增长的省份有8个，分别为山西（-8.2%）、河南（-4.1%）、上海（-2.6%）、河北（-1.7%）、江苏（-0.9%）、黑龙江（-0.8%）、浙江（-0.7%）和辽宁（-0.2%）。 二、月度制造业日均用电量连续3个月环比减少 1-9月份，全国工业用电量29294亿千瓦时，同比增长3.9%，增速比上年同期回落2.5个百分点，占全社会用电量的比重为71.5%，对全社会用电量增长的贡献率为72.2%。其中，轻、重工业用电量分别为4933和24361亿千瓦时，同比分别增长3.8%和3.9%，增速分别比上年同期回落2.9个和2.4个百分点。 9月份，全国工业用电量3160亿千瓦时，同比增长5.2%，占全社会用电量的比重为69.2%。其中，轻工业用电量579亿千瓦时，同比增长5.2%，占全社会用电量的比重为12.7%；重工业用电量2581亿千瓦时，同比增长5.3%，占全社会用电量的比重为56.5%。 图2: 2013年以来分月轻、重工业用电量增长情况 1-9月份，全国制造业用电量21951亿千瓦时，同比增长4.8%，增速比上年同期回落1.1个百分点。9月份，全国制造业用电量2511亿千瓦时，同比增长4.7%，增速比上月提高2.2个百分点；制造业日均用电量83.7亿千瓦时/天，比上月减少0.6亿千瓦时/天，已经连续3个月环比减少。 图3: 2013年以来分月制造业日均用电量 三、四大高耗能行业月度用电量连续2个月环比略有减少 1-9月份，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耗能行业用电量合计1.27万亿千瓦时，同比增长 4.3%、增速比上年同期回落0.8个百分点，占全社会用电量的比重为31.1%，对全社会用电量增长的贡献率为34.5%。其中，化工行业用电量3102亿千瓦时，同比增长5.2%，增速比上年同期提高0.3个百分点；建材行业用电量2420亿千瓦时，同比增长7.3%，增速比上年同期提高2.5个百分点；黑色金属冶炼行业用电量4122亿千瓦时，同比增长1.8%，增速比上年同期回落3.8个百分点，对全社会用电量增长的贡献率仅为4.8%；有色金属冶炼行业3085亿千瓦时，同比增长4.5%，增速比上年同期回落0.5个百分点。 9月份，四大高载能行业用电量合计1443亿千瓦时，同比增长 3.3%，增速比上年同期回落4.8个百分点，环比下降3.3%。其中，化工行业用电量366亿千瓦时，同比增长7.4%、增速比上年同期提高3.1个百分点，环比增长2.6%；建材行业用电量286亿千瓦时，同比增长4.4%、增速比上年同期回落3.0个百分点，环比下降3.4%；钢铁冶炼行业用电量457亿千瓦时，同比增长0.1%、增速比上年同期回落14.8个百分点，环比下降4.6%；有色金属冶炼行业334亿千瓦时，同比增长2.4%、增速比上年同期回落1.4个百分点，环比下降7.3%。 图4: 2012年以来分月重点行业用电量情况 四、水电发电量连续三个月高速增长，18个省份火电发电量负增长 截至9月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量12.66亿千瓦，同比增长8.7%。其中，水电2.58亿千瓦，火电8.87亿千瓦，核电1778万千瓦，并网风电8482万千瓦。 1-9月份，全国规模以上电厂发电量40755亿千瓦时，同比增长4.4%，增速比上年同期降低2.4个百分点。其中9月份发电量4542亿千瓦时，同比增长4.1％。 1-9月份，全国规模以上电厂水电发电量7155亿千瓦时，同比增长20.8％，增速比上年同期提高16.8个百分点。其中，9月份水电发电量1144亿千瓦时，水电发电量已经连续3个月超过1100亿千瓦时，同比增长42.7％，增速分别比上年同期和上月提高48.4个和5.5个百分点；分省来看，在水电装机较多（超过1000万千瓦）的7个省份中，只有湖南（-7.5%）同比负增长，除青海增长8.9%外，其它5个省增速均超过30%，其中贵州增长162.1%、湖北增长73.0％，广西增长58.1%，主要是上年同期基数较低（同比增速仅为-45.0%、-25.1%和-23.4%）。水电发电量最多的三个省分别为四川（284亿千瓦时）、云南（227亿千瓦时）和湖北（214亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的63.4%，三省水电发电量增长对全国水电发电量增长的贡献率达到71.9%。 1-9月份，全国规模以上电厂火电发电量31372亿千瓦时，同比增长0.7％，增速比上年同期降低5.8个百分点。其中，9月份，火电发电量3146亿千瓦时，同比下降5.5％，已经连续3个月负增长；分省来看，除西藏外，火电发电量增速超过10%的省份有4个；全国共有18个省份火电发电量出现负增长，数量与上月持平，华东、华中分别仅有福建、湖南实现微增长，贵州、湖北和上海降幅接近或超过40％。 1-9月份，全国核电发电量946亿千瓦时，同比增长17.7%；其中9月份核电发电量129亿千瓦时，同比增长23.4%。 1-9月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1082亿千瓦时，同比增长8.9%，增幅比上年同期降低31.7个百分点；在风电装机容量超过500万千瓦的省份中，内蒙古同比下降4.3%，其风电发电量占全区发电量的9%。9月份，全国风电发电量98亿千瓦时，同比下降6.4%，环比增长7.9%。 五、除水电外，其他类型设备平均利用小时大幅下降 1-9月份，全国发电设备累计平均利用小时3204小时，同比下降174小时，降幅比1-8月份扩大28小时。 图5: 2005年以来历年1-9月份利用小时情况 分类型看，1-9月份，全国水电设备平均利用小时2723小时，同比提高84小时；在水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，青海、四川、云南水电设备利用小时同比下降，其中青海、四川和云南分别下降341小时、241小时和74小时，贵州、广西、湖北和湖南水电利用小时同比分别提高871小时、563小时、269小时和189小时。全国火电设备平均利用小时3512小时，同比下降182小时，降幅比1-8月份扩大44小时；宁夏和海南达到4563小时和4321小时，河北、陕西、天津、新疆超过3900小时；云南、湖南、吉林、四川火电设备利用小时低于2800小时，其中云南仅有2039小时；与上年同期相比，共有20个省份火电利用小时同比下降，其中，重庆、贵州和浙江下降幅度分别为977小时、921小时和787小时。全国核电设备平均利用小时5506小时，同比下降290小时。全国风电设备平均利用小时1340小时，同比下降182小时；分省来看，除江苏外，其他风电装机容量超过200万千瓦的11个省份设备利用小时均有所下降，其中新疆、山西分别下降504小时和402小时。 图6：1-9月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、西南水电带动全国跨省区送电量快速增长 1-9月份，全国跨区送电完成2090亿千瓦时，同比增长14.4%。其中，华北送华中（特高压）83亿千瓦时，同比增长15.1%；华北送华东118亿千瓦时，同比下降8.4%；内蒙古送西北（宁夏、陕西）26亿千瓦时，同比增长34.6%；东北送华北159亿千瓦时，同比增长28.4%；华中送华东810亿千瓦时，同比增长23.1%；华中送南方191亿千瓦时，同比下降1.8%；西北送华北和华中合计397亿千瓦时，同比增长20.8%。三峡电厂送出电量765亿千瓦时，同比增长12.8%。 1-9月份，全国各省送出电量合计6511亿千瓦时，同比增长12.6%。其中，内蒙古送出电量1094亿千瓦时，同比增长3.0%；四川送出电量876亿千瓦时，同比增长60.0%；湖北送出电量719亿千瓦时，同比增长14.8%；山西送出电量635亿千瓦时，同比增长5.6%；云南送出电量527亿千瓦时，同比增长18.8%；贵州送出电量491亿千瓦时，同比增长18.1%；安徽送出电量356亿千瓦时，同比增长9.4%；宁夏送出电量264亿千瓦时，同比增长0.5%。 9月份，全国跨区送电完成320亿千瓦时，同比增长22.8%。全国各省送出电量合计905亿千瓦时，同比增长22.7%。 七、全国基建新增规模同比略有减少 1-9月份，全国基建新增发电生产能力5249万千瓦，比上年同期少投产207万千瓦；其中，水电1565万千瓦、火电2580万千瓦，核电329万千瓦、并网风电609万千瓦、并网太阳能发电166万千瓦;水电、并网风电和并网太阳能发电分别比上年同期少投产302、38和155万千瓦；火电、核电分别比上年同期多投产178和109万千瓦。 9月份新投产重点电源项目只有浙能舟山六横电厂1台100万千瓦火电机组。1-9月份，新投产电源项目主要集中在云南（838万千瓦，其中水电769万千瓦）、浙江（656万千瓦，其中火电645万千瓦）、四川（564万千瓦，其中水电545万千瓦）、甘肃（286万千瓦，其中火电181万千瓦）、江苏（269万千瓦，其中火电221万千瓦）、新疆（265万千瓦，其中火电175万千瓦）、安徽（262万千瓦，其中火电227万千瓦）、辽宁（228万千瓦，其中核电112万千瓦）、湖北（203万千瓦，其中火电174万千瓦） 1-9月份，电网建设新增220千伏及以上变电设备容量18307万千伏安、交流线路长度25800千米，比上年同期多投产3468万千伏安和少投产402千米；新增直流换流容量3860万千瓦、线路长度2876千米。",
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"power_transmission.file_content": " 1-8月份，全国电力供需总体宽松。8月份，受气温偏低、上年同期基数高以及经济波动下行等因素影响，全国全社会用电量增速出现2009年6月份以来首次负增长（1、2月份除外），华东、华中大部分省份用电量出现负增长；制造业日均用电量连续两个月环比减少，四大高耗能行业用电量环比略有减少，第三产业和城乡居民生活用电量大幅回落。8月份，受云南、四川水电装机增加，以及湖南、广西、贵州等省份上年同期来水偏枯、基数低等因素共同作用，水电发电量高速增长；火电发电量同比下降，共有18个省份出现负增长，其中华东、华中各省全部负增长。1-8月份，发电装机容量快速增长，但市场需求增长缓慢，导致除水电外各类型机组发电利用小时同比减少，其中火电、风电利用小时减少较多。电网投资与上年同期基本持平，电源投资大幅下降。全国基建新增同比略有增加，溪洛渡、向家坝等大型水电站全部投产发电，8月底水电在建规模大幅缩小。8月份，全国跨省区送电量、南方电网“西电东送”电量快速增长，三峡电厂送出电量连续三个月同比下降后恢复正增长。 一、气温偏低、上年基数高以及经济波动下行导致7、8月份全社会用电量增速连续回落 1-8月份，全国全社会用电量3.64万亿千瓦时，同比增长4.0%,增速比上年同期回落2.8百分点。 分产业看，1-8月份，第一产业用电量687亿千瓦时，同比增长0.3%，占全社会用电量的比重为1.9%；第二产业用电量2.66万亿千瓦时，同比增长3.9%，增速比上年同期回落2.4个百分点，用电量占全社会用电量的比重为73.1%，对全社会用电量增长的贡献率为70.5%；第三产业用电量4417亿千瓦时，同比增长5.8%，增速比上年同期回落4.9个百分点，用电量占全社会用电量的比重为12.1%，对全社会用电量增长的贡献率为17.2%；城乡居民生活用电量4684亿千瓦时，同比增长3.8%，增速比上年同期回落3.7个百分点，占全社会用电量的比重为12.9%，对全社会用电量增长的贡献率为12.1%。 分地区看，1-8月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（4.0%）的省份有13个，其中增速高于10%的省份有新疆（16.5%）和内蒙古（10.3%）；除内蒙古外，华北、东北区域其他8个省份的全社会用电量增速均低于全国平均水平；而除甘肃外，南方、西北区域其他省份用电量增速均高于全国平均水平。全社会用电量增速最低的三个省份分别为上海（-4.4%）、湖南（-1.5%）和浙江（0.6%）。 8月份，全国全社会用电量5025亿千瓦时，同比下降1.5%，为2009年6月份以来全社会用电量增速首次出现负增长(1、2月份由于春节不同期因素除外)，增速同比回落15.2个百分点。气温偏低以及上年同期中、东部等地区出现持续大范围高温天气导致基数高是8月份全社会用电量负增长的最重要因素；8月份全国平均气温比常年同期低0.2℃，比上年同期低1.5℃，全国除广东和海南外的其他所有省份当月平均气温均低于上年同期，中、东部地区绝大部分省份尤为偏低。此外，经济波动下行也是导致8月份全社会用电量负增长的重要原因。根据国家统计局8月份数据，工业和投资等主要指标增速出现回落；8月份规模以上工业增加值和社会消费品零售总额增速分别环比回落2.1个和0.3个百分点，1-8月份全国固定资产投资(不含农户)同比名义增速比1-7月份回落0.5个百分点。 分产业看，8月份，第一产业用电量130亿千瓦时，同比增长11.6%；第二产业用电量3517亿千瓦时，同比下降1.5%，主要是第二产业中的电力、热力的生产和供应业用电量同比下降17.7%；第三产业用电量662亿千瓦时，同比增长1.1%，增速分别比上年同期和上月回落14.4个和3.5个百分点；城乡居民生活用电量716亿千瓦时，同比下降5.7%，增速分别比上年同期和上月回落27.1个和6.2个百分点。 图1: 2013年以来分月全社会用电量及其增速 分地区看，8月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（-1.5%）的省份有19个，其中增速超过9%的省份有海南（12.7%）、内蒙古（12.7%）、广东（10.9%）和福建（9.3%）。全社会用电量负增长的省份有11个，其中主要受当月气温明显低于上年同期的影响（8月份华东、华中大部分省份气温比上年同期偏高3℃以上），华东、华中大部分省份用电量同比下降，增速低于-10%的有上海（-18.4%）、江苏（-13.8%）、安徽（-14.9%）、河南（-10.6%）、湖北（-11.3%）和湖南（-11.8%）。 二、8月份制造业日均用电量连续2个月环比减少 1-8月份，全国工业用电量2.61万亿千瓦时，同比增长3.8%，增速同比回落2.4个百分点，占全社会用电量的比重为71.8%，对全社会用电量增长的贡献率为67.7%。其中，轻、重工业用电量分别为4351和21793亿千瓦时，同比分别增长3.7%和3.8%，增速同比分别回落2.2个和2.5个百分点。 8月份，全国工业用电量3451亿千瓦时，同比下降1.6%，占全社会用电量的比重为68.7%。其中，轻工业用电量606亿千瓦时，同比增长1.3%，占全社会用电量的比重为12.1%；重工业用电量2845亿千瓦时，同比下降2.2%，占全社会用电量的比重为56.6%。 图2: 2013年以来分月轻、重工业用电量增长情况 1-8月份，全国制造业用电量1.95万亿千瓦时，同比增长4.9%，增速比上年同期回落0.9个百分点。8月份，全国制造业用电量2614亿千瓦时，同比增长2.5%，增速环比回落1.6个百分点；制造业日均用电量84.3亿千瓦时/天，比上月减少0.9亿千瓦时/天，已经连续2个月环比减少。 图3: 2013年以来分月制造业日均用电量 三、8月份四大高耗能行业用电量环比略有减少 1-8月份，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耗能行业用电量合计11312亿千瓦时，同比增长 4.5%、增速同比回落0.3个百分点，占全社会用电量的比重为31.1%，对全社会用电量增长的贡献率为34.7%。其中，化工行业用电量2738亿千瓦时，同比增长5.0%，增速同比提高0.1个百分点；建材行业用电量2158亿千瓦时，同比增长7.8%，增速同比提高3.1个百分点；黑色金属冶炼行业用电量3658亿千瓦时，同比增长2.0%，增速同比回落2.6个百分点，对全社会用电量增长的贡献率仅为5.1%；有色金属冶炼行业2758亿千瓦时，同比增长4.9%，增速同比回落0.3个百分点。 8月份，四大高载能行业用电量合计1493亿千瓦时，同比增长 3.4%，增速同比回落5.4个百分点，环比下降0.8%。其中，化工行业用电量356亿千瓦时，同比增长3.2%、增速同比回落4.9个百分点，环比下降1.9%；建材行业用电量297亿千瓦时，同比增长2.7%、增速同比回落7.3个百分点，环比下降2.4%；钢铁冶炼行业用电量480亿千瓦时，同比增长1.6%、增速同比回落9.9个百分点，环比下降3.6%；有色金属冶炼行业360亿千瓦时，同比增长6.8%、增速同比提高1.5个百分点，环比增长2.3%。 图4: 2012年以来分月重点行业用电量情况 四、8月份水电发电量高速增长，18个省份火电发电量负增长 截至8月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量12.6亿千瓦，同比增长8.9%。其中，水电2.58亿千瓦，火电8.83亿千瓦，核电1778万千瓦，并网风电8395万千瓦。 1-8月份，全国规模以上电厂发电量36200亿千瓦时，同比增长4.4%，增速同比降低2个百分点。其中8月份发电量4959亿千瓦时，同比下降2.2％。 1-8月份，全国规模以上电厂水电发电量6012亿千瓦时，同比增长17.2％，增速同比提高11.5个百分点。其中，8月份水电发电量1178亿千瓦时，同比增长37.2％，增速分别比上年同期和上月提高47.3个和8.2个百分点；分省来看，在水电装机较多（超过1000万千瓦）的7个省份中，只有青海（-4.4%）同比负增长，除湖北增长9.6%外，其它5个省增速超过40%，其中贵州增长247.7%、广西增长118％，湖南增长76.2%，四川、云南、贵州和广西四省水电发电量对全国水电发电量增长的贡献率达到88.8%，主要原因是水电集中投产及上年部分省份基数过低（2013年8月份广西、贵州同比分别下降48.9%和67.3%）。水电发电量最多的三个省分别为四川（307亿千瓦时）、云南（229亿千瓦时）和湖北（167亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的59.7%。 1-8月份，全国规模以上电厂火电发电量28215亿千瓦时，同比增长1.4％，增速同比降低4.5个百分点。其中，8月份，火电发电量3528亿千瓦时，同比下降11.3％；分省来看，火电发电量增速超过10%的省份有6个，主要集中在东北和西北；全国共有18个省份火电发电量出现负增长，华东、华中、华北（除天津增长2.0%外）和南方（除海南增长24.5%外）各省同比负增长，其中贵州、湖南和广西降幅超过40％。 1-8月份，全国核电发电量816亿千瓦时，同比增长16.8%；其中8月份核电发电量131亿千瓦时，同比增长18.5%。 1-8月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量985亿千瓦时，同比增长10.8%，增幅同比下降29.2个百分点；在风电装机容量超过500万千瓦的省份中，仅有内蒙古同比下降2.6%，其风电发电量占全区发电量的9.7%。8月份，全国风电发电量90.4亿千瓦时，同比下降8.3%，环比下降17.6%。 五、火电、风电设备平均利用小时下降幅度较大 1-8月份，全国发电设备累计平均利用小时2862小时，同比下降146小时，降幅比1-7月份扩大44小时。 图5: 2005年以来历年1-8月份利用小时情况 分类型看，1-8月份，全国水电设备平均利用小时2300小时，同比提高34小时；在水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，青海、四川、云南水电设备利用小时同比下降，其中青海下降374小时，贵州、广西、湖南和湖北水电利用小时同比分别提高532小时、405小时、250小时和16小时。全国火电设备平均利用小时3175小时，同比下降138小时，降幅比1-7月份扩大83小时；宁夏达到4073，海南、陕西、河北、青海、新疆和江苏超过3500小时；云南、湖南、吉林火电设备利用小时低于2400小时，其中云南仅有1897小时；与上年同期相比，共有22个省份火电利用小时同比下降，其中，浙江、重庆、贵州下降幅度分别为585小时、630小时和698小时。全国核电设备平均利用小时4811小时，同比下降247小时。全国风电设备平均利用小时1224小时，同比下降146小时；分省来看，风电装机超过200万千瓦的12个省份设备利用小时均有所下降，其中新疆、山西分别下降435小时和378小时。 图6：1-8月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨省区送电量快速增长 1-8月份，全国跨区送电完成1770亿千瓦时，同比增长13.1%。其中，华北送华中（特高压）83亿千瓦时，同比增长15.1%；华北送华东102亿千瓦时，同比下降8.9%；内蒙古送西北（宁夏、陕西）24亿千瓦时，同比增长43.5%；东北送华北143亿千瓦时，同比增长36.3%；华中送华东640亿千瓦时，同比增长19.0%；华中送南方162亿千瓦时，同比下降2.0%；西北送华北和华中合计357亿千瓦时，同比增长20.4%。三峡电厂送出电量605亿千瓦时，同比增长2.8%。 1-8月份，全国各省送出电量合计5606亿千瓦时，同比增长11.1%。其中，内蒙古送出电量972亿千瓦时，同比增长3.5%；四川送出电量686亿千瓦时，同比增长56.0%；山西送出电量564亿千瓦时，同比增长5.3%；湖北送出电量572亿千瓦时，同比增长5.5%；云南送出电量442亿千瓦时，同比增长20.9%；贵州送出电量425亿千瓦时，同比增长13.6%；安徽送出电量331亿千瓦时，同比增长14.5%；宁夏送出电量237亿千瓦时，同比增长0.3%。 8月份，全国跨区送电完成312亿千瓦时，同比增长13.2%。全国各省送出电量合计904亿千瓦时，同比增长15.5%。 七、全国基建新增规模同比略有增加，水电在建规模大幅缩小 1-8月份，全国基建新增发电生产能力4811万千瓦，比上年同期多投产101万千瓦；其中，水电1529万千瓦、火电2285万千瓦，核电329万千瓦、风电投产544万千瓦、太阳能投产124万千瓦;水电与太阳能发电分别比上年同期少投产75万千瓦和124万千瓦，火电与核电分别多投产193万千瓦和109万千瓦，风电基本持平。8月份，新投产重点电源项目有：华电鲁地拉水电站1台36万千瓦机组、京能西北热电中心燃气项目1套87.32万千瓦机组）、中电投重庆合川电厂1台66万千瓦机组。1-8月份，新投产电源项目主要集中在云南（828万千瓦，其中水电769万千瓦）、四川（547万千瓦，其中水电535万千瓦）、浙江（471万千瓦，其中火电460万千瓦）、甘肃（281万千瓦，其中火电181万千瓦）、新疆（265万千瓦，其中火电175万千瓦）、江苏（252万千瓦，其中火电220万千瓦）、安徽（246万千瓦，其中火电224万千瓦）、辽宁（225万千瓦，其中核电112万千瓦）。 1-8月份，电网建设新增220千伏及以上变电设备容量16278万千伏安、交流线路长度21908千米，比上年同期多投产4464万千伏安和少投产1735千米；新增直流换流容量3860万千瓦、线路长度2876千米。",
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"power_transmission.file_content": " 1-7月份，全国电力供需平衡。7月份，受上年同期华东、华中等区域持续高温天气导致用电量基数高等因素影响，全国全社会用电量增速创16个月以来新低，华东、华中大部分省份用电量出现负增长；轻工业用电增速低于重工业，制造业日均用电量比上月略有减少，四大高耗能行业用电量增速连续5个月高于上年同期，第三产业和城乡居民生活用电量增长同比明显放缓。7月份，云南、四川水电装机增加，以及湖南、广西、贵州等省份上年同期来水偏枯、基数低，共同带动全国水电发电量高速增长；火电生产同比下降，共有17个省份出现负增长，其中华东五省全部负增长。1-7月份，发电装机容量快速增长，需求增长缓慢，导致各类型发电设备利用小时同比均有所减少，其中核电利用小时下降较多。电网投资与上年基本持平，电源投资大幅下降。全国基建新增同比略有增加，溪洛渡、向家坝水电站已经实现全部投产发电，7月底水电在建规模大幅缩小。7月份，全国跨省区送电量、南方电网“西电东送”电量快速增长，三峡电厂送出电量连续三个月同比下降。 一、同期基数过高导致7月份用电量增速创16个月新低，华东、华中部分省份用电负增长 1-7月份，全国全社会用电量31374亿千瓦时，同比增长4.9%,增速同比回落0.8百分点。 分产业看，1-7月份，第一产业用电量557亿千瓦时，同比下降2.1%，占全社会用电量的比重为1.8%；第二产业用电量23094亿千瓦时，同比增长4.7%，增速同比回落0.6个百分点，用电量占全社会用电量的比重为73.6%，对全社会用电量增长的贡献率为70.6%；第三产业用电量3754亿千瓦时，同比增长6.5%，增速同比回落3.4个百分点，用电量占全社会用电量的比重为12.0%，对全社会用电量增长的贡献率为15.6%；城乡居民生活用电量3968亿千瓦时，同比增长5.7%，增速同比提高0.6个百分点，占全社会用电量的比重为12.6%，对全社会用电量增长的贡献率为14.4%。 分地区看，1-7月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（4.9%）的省份有13个，其中增速高于10%的省份有新疆（18.0%）和内蒙古（10.0%）；除内蒙古外，华北、东北区域其他8个省用电量增速均低于全国平均水平；而除贵州、甘肃外，南方、西北区域其他省份用电量增速均高于全国平均水平。全社会用电量增速最低的三个省份分别为上海（-1.7%）、湖南（0.4%）和甘肃（0.7%）。 7月份，全国全社会用电量5097亿千瓦时，同比增长3.0%，增速同比回落2.9个百分点，是2013年4月份以来的最低增速，主要是上年夏季受全国大部分地区（主要是华东、华中区域）出现罕见的持续高温天气、用电基数较高（2013年6、7月份，全国用电量分别增长6.3%和8.8%）。分产业看，7月份，第一产业用电量121亿千瓦时，同比增长7.6%；第二产业用电量3769亿千瓦时，同比增长3.0%，对全社会用电量增长的贡献率为73.9%；第三产业用电量616亿千瓦时，同比增长4.6%，增速同比回落8.8个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为18.4%；城乡居民生活用电量591亿千瓦时，同比增长0.5%，增速同比回落11.8个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为1.9%。 图1: 2013年以来分月全社会用电量及其增速 分地区看，7月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（3.0%）的省份有18个，其中增速超过10%的省份有陕西（14.6%）、广东（13.6%）、内蒙古（12.1%）、福建（11.8%）、河北（10.5%）和新疆（10.3%）。全社会用电量负增长的省份有7个，其中，主要受上年同期持续气温天气、基数高影响，华东的上海、江苏、浙江和安徽，以及华中的湖北、湖南用电量同比下降较多，上海和湖南分别下降13.7%和9.6%。 二、7月份制造业日均用电量比上月略有减少 1-7月份，全国工业用电量22690亿千瓦时，同比增长4.6%，增速同比回落0.7个百分点，占全社会用电量的比重为72.3%，对全社会用电量增长的贡献率为68.1%。其中，轻、重工业用电量分别为3745和18945亿千瓦时，同比分别增长4.0%和4.8%，增速分别同比回落1.7个和0.5个百分点。 7月份，全国工业用电量3707亿千瓦时，同比增长2.9%，占全社会用电量的比重为72.7%，对全社会用电量增长的贡献率为71.1%。其中，轻工业用电量608亿千瓦时，同比增长1.3%，占全社会用电量的比重为11.9%；重工业用电量3099亿千瓦时，同比增长3.2%，占全社会用电量的比重为60.8%。 图2: 2013年以来分月轻、重工业用电量增长情况 1-7月份，全国制造业用电量16846亿千瓦时，同比增长5.3%，增速同比提高0.2个百分点。7月份，全国制造业用电量2641亿千瓦时，同比增长4.2%，增速环比回落2.1个百分点；制造业日均用电量85.2亿千瓦时/天，同比增加3.8亿千瓦时/天，但环比减少1.3亿千瓦时/天。 图3: 2013年以来分月制造业日均用电量 三、四大高耗能行业用电量增速连续5个月高于上年同期 1-7月份，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耗能行业用电量合计9819亿千瓦时，同比增长 4.7%、增速同比提高0.5个百分点，占全社会用电量的比重为31.3%，对全社会用电量增长的贡献率为29.9%。其中，化工行业用电量2382亿千瓦时，同比增长5.2%，增速同比提高0.8个百分点；建材行业用电量1862亿千瓦时，同比增长8.7%，增速同比提高4.7个百分点；黑色金属冶炼行业用电量3179亿千瓦时，同比增长2.2%，增速同比回落1.1个百分点，对全社会用电量增长的贡献率仅为4.7%；有色金属冶炼行业2397亿千瓦时，同比增长4.6%，增速同比回落0.6个百分点。 7月份，四大高载能行业用电量合计1505亿千瓦时，同比增长 5.0%，增速同比提高1.1个百分点，增速已经连续5个月高于上年同期。其中，化工行业用电量356亿千瓦时，同比增长5.2%、增速同比提高2.1个百分点，环比增长0.5%；建材行业用电量299亿千瓦时，同比增长5.1%、增速同比回落4.5个百分点，环比下降3.9%；钢铁冶炼行业用电量490亿千瓦时，同比增长5.2%、增速同比提高3.0个百分点，环比增长2.6%；有色金属冶炼行业360亿千瓦时，同比增长4.5%、增速同比提高1.7个百分点，环比增长0.4%。 图4: 2012年以来分月重点行业用电量情况 四、7月份水电发电量高速增长，17个省份火电发电量负增长 截至7月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量12.6亿千瓦，同比增长9.5%。其中，水电2.57亿千瓦，火电8.81亿千瓦，核电1778万千瓦，并网风电8331万千瓦，并网太阳能发电1848万千瓦。 1-7月份，全国规模以上电厂发电量31249亿千瓦时，同比增长5.5%，增速比上年同期提高0.3个百分点。其中7月份发电量5048亿千瓦时，同比增长3.3％。 1-7月份，全国规模以上电厂水电发电量4848亿千瓦时，同比增长13.6％，增速比上年同期提高4.6个百分点。其中，7月份水电发电量1132亿千瓦时，同比增长29.0%，增速分别比上年同期和上月提高35.5个和24.6个百分点；分省来看，在水电装机较多（超过1000万千瓦）的7个省份中，湖北同比下降9.4%，青海增长1.5%，其它五个省增长均超过40%，其中贵州、广西和湖南分别增长93.9%、89.6％和68.4%，主要原因是上年同期来水偏枯、增速太低（分别下降43.2%、44.0%和33.0%），四川（增长64.9％）和云南（44.6%）水电发电量增量（分别增加114和65亿千瓦时）占全国水电发电量增量（254亿千瓦时）的70%，主要是四川、云南大型水电机组陆续投产，其水电装机容量同比分别增长44.2%和38.7%。7月份，水电发电量最多的三个省分别为四川（289亿千瓦时）、云南（211亿千瓦时）和湖北（175亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的59.6%，比重比上月提高6.4个百分点。 1-7月份，全国规模以上电厂火电发电量24686亿千瓦时，同比增长3.5％，增速比上年同期降低0.5个百分点。其中，7月份，火电发电量3664亿千瓦时，同比下降3.2％；分省来看，除西藏外，火电发电量增速超过10%的省份有6个，其中增速高的省份有新疆（32.8%）、北京（27.2%）、甘肃（24.9%）和陕西（24.0%）；全国共有17个省份火电发电量出现负增长，其中，华东区域5省市全部负增长，华中区域除河南外也均为负增长，南方区域的广西、贵州、云南也为负增长。 1-7月份，全国核电发电量685亿千瓦时，同比增长16.5%；其中7月份核电发电量119亿千瓦时，同比增长14.6%。 1-7月份，全国6000千瓦及以上电厂风电发电量894亿千瓦时，同比增长13.1%，增幅比上年同期降低25.1个百分点；在风电装机容量超过300万千瓦的省份中，内蒙古风电发电量213亿千瓦时，占全区发电量的比重为10.2%。7月份，全国风电发电量110亿千瓦时，同比增长23.2%，环比增长8.9%。 五、1-7月份各类型发电设备利用小时不同程度减少 1-7月份，全国发电设备累计平均利用小时2482小时，比上年同期降低102小时，降幅比1-6月份扩大23小时。 图5: 2005年以来历年1-7月份利用小时情况 分类型看，1-7月份，全国水电设备平均利用小时1853小时，比上年同期降低29小时，降幅比1-6月份缩小72小时；在水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，青海、湖北、云南水电设备利用小时同比下降，其中青海降幅300小时，广西、贵州、湖南和四川水电利用小时同比分别提高132小时、73小时、67小时和59小时。全国火电设备平均利用小时2790小时，比上年同期降低55小时，降幅较1-6月份扩大29小时；宁夏、海南分别达到3602和3368小时，河北、江苏、新疆、山东、陕西和青海超过3000小时；云南、湖南、吉林火电利用小时低于2100小时，其中云南仅有1753小时；与上年同期相比，共有20个省份火电利用小时同比下降，其中，云南、贵州、重庆下降幅度分别为427小时、432小时和456小时。全国核电设备平均利用小时4069小时，比上年同期降低232小时。全国风电设备平均利用小时1117小时，比上年同期降低108小时；分省来看，在风电装机超过200万千瓦的12个省份中，除甘肃、江苏外，其他省份风电设备利用小时均有所下降，其中新疆、山西分别下降369小时和402小时。 图6：1-7月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨省区送电量快速增长 1-7月份，全国跨区送电完成1465亿千瓦时，同比增长13.5%。其中，华北送华中（特高压）83亿千瓦时，同比增长15.1%；华北送华东84亿千瓦时，同比下降10.7%；内蒙古送西北（宁夏、陕西）21亿千瓦时，同比增长52.2%；东北送华北124亿千瓦时，同比增长44.3%；华中送华东482亿千瓦时，同比增长18.4%；华中送南方135亿千瓦时，同比下降2.9%；西北送华北和华中合计314亿千瓦时，同比增长19.5%。三峡电厂送出电量475亿千瓦时，同比下降0.5%。 1-7月份，全国各省送出电量合计4710亿千瓦时，同比增长10.5%。其中，内蒙古送出电量848亿千瓦时，同比增长3.7%；四川送出电量496亿千瓦时，同比增长50.7%；山西送出电量482亿千瓦时，同比增长3.6%；湖北送出电量454亿千瓦时，同比增长2.7%；贵州送出电量351亿千瓦时，同比增长6.0%；云南送出电量365亿千瓦时，同比增长22.8%；安徽送出电量291亿千瓦时，同比增长19.4%；宁夏送出电量212亿千瓦时，同比增长2.0%。 7月份，全国跨区送电完成310亿千瓦时，同比增长8.9%。全国各省送出电量合计896亿千瓦时，同比增长12.8%。 七、全国基建新增规模同比略有增加，水电在建规模大幅缩小 1-7月份，全国基建新增发电装机容量4265万千瓦，比上年同期多投产332万千瓦；其中，水电1453万千瓦、火电1875万千瓦，核电329万千瓦、风电504万千瓦、分别比上年同期多投产186、125、109和24万千瓦；太阳能发电新投产104万千瓦，比上年同期少投产111万千瓦。7月份，新投产重点电源项目：三峡向家坝水电站1台80万千瓦机组、国投锦屏一级水电站1台60万千瓦机组、华电陕西榆横电厂和安徽六安电厂二期各1台66万千瓦机组、浙能舟山六横电厂1台100万千瓦机组；6月底7月初，三峡溪洛渡水电站和向家坝水电站所有机组已经全部投产运行。分省来看，1-7月份，新投产电源项目主要集中在云南（784万千瓦，其中水电725万千瓦）、四川（538万千瓦，其中水电526万千瓦）、浙江（371万千瓦,其中火电360万千瓦）、新疆（262万千瓦，其中火电175万千瓦）、江苏（249万千瓦，其中火电220万千瓦）、安徽（243万千瓦，其中火电224万千瓦）、甘肃（242万千瓦，其中火电181万千瓦）、辽宁（225万千瓦，其中核电112万千瓦）。 1-7月份，电网建设新增220千伏及以上变电设备容量14686万千伏安、交流线路长度18996千米，比上年同期多投产3283万千伏安和少投产4590千米；新增直流换流容量3860万千瓦、线路长度2876千米。",
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"power_transmission.file_content": "2014年1-6月份电力工业运行简况 1-6月份，全国电力供需平衡。6月份，在国家微刺激政策等因素带动下，全国全社会用电量增速连续两个月回升；轻、重工业用电量增长相对均衡，制造业日均用电量比上月增加较多，四大高耗能行业用电量增速比上年同期明显提高，第三产业和城乡居民生活用电量增长同比略有放缓。6月份，云南、四川水电带动全国水电发电量保持增长；火电生产形势略有好转，但仍有9个省份出现负增长；全国风电发电量同比环比负增长。1-6月份，发电装机容量快速增长，需求增长缓慢，导致各类型发电设备利用小时同比均有所减少，其中风电利用小时下降较多。电网投资与上年基本持平，电源投资大幅下降。全国基建新增同比略有增加，6月底7月初，溪洛渡、向家坝水电站已经实现全部投产发电，月底水电在建规模大幅缩小。6月份，全国跨省区送电量、南方电网“西电东送”电量快速增长，三峡电厂送出电量连续两个月同比下降。 一、全社会用电量增速连续两个月回升，华北、东北区域大部分省份用电量微弱增长 1-6月份，全国全社会用电量26276亿千瓦时，同比增长5.3%,增速比上年同期提高0.2百分点。 分产业看，1-6月份，第一产业用电量435亿千瓦时，同比下降4.6%，占全社会用电量的比重为1.7%；第二产业用电量19325亿千瓦时，同比增长5.1%，增速比上年同期提高0.2个百分点，用电量占全社会用电量的比重为73.5%，对全社会用电量增长的贡献率为70.6%；第三产业用电量3138亿千瓦时，同比增长6.9%，增速比上年同期低2.4个百分点，用电量占全社会用电量的比重为11.9%，对全社会用电量增长的贡献率为15.2%；城乡居民生活用电量3378亿千瓦时，同比增长6.6%，增速比上年同期提高2.7个百分点，占全社会用电量的比重为12.9%，对全社会用电量增长的贡献率为15.8%。 分地区看，1-6月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（5.3%）的省份有16个，其中增速高于10%的省份有新疆（19.6%）和重庆（10.0%）。除内蒙古、山东、辽宁分别增长9.6%、4.0%和2.7%外，华北、东北区域其他6个省用电量增速均低于2%，占增速低于2%省份数量（8个）的75%，全社会用电量增速最低的三个省份分别为甘肃（0.2%）、黑龙江（0.9%）和吉林（1.2%）。 6月份，全国全社会用电量4639亿千瓦时，同比增长5.9%，比上月提高0.6个百分点，增速已经连续两个月回升。分产业看，6月份，第一产业用电量98亿千瓦时，同比增长0.3%；第二产业用电量3482亿千瓦时，同比增长5.2%，对全社会用电量增长的贡献率为67.4%；第三产业用电量547亿千瓦时，同比增长9.0%，增速比上年同期回落1.5个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为17.6%；城乡居民生活用电量511亿千瓦时，同比增长8.1%，增速比上年同期回落1.3个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为14.8%。 图1: 2013年以来分月全社会用电量及其增速 分地区看，6月份，全社会用电量增速超过全国平均水平（5.9%）的省份有13个，其中增速超过10%的省份有新疆（14.3%）、海南（13.6%）、贵州（12.3%）、北京（11.3%）和内蒙古（10.7%）；全社会用电量负增长的省份有2个，分别为：湖南（-2.8%）和上海（-0.4%）。 二、6月份制造业日均用电量比上月增加较多 1-6月份，全国工业用电量18982亿千瓦时，同比增长5.0%，增速比上年同期提高0.2个百分点，占全社会用电量的比重为72.2%，对全社会用电量增长的贡献率为68.1%。其中，轻、重工业用电量分别为3137和15845亿千瓦时，同比分别增长4.7%和5.1%，增速分别比上年同期回落0.2个和提高0.2百分点。 6月份，全国工业用电量3423亿千瓦时，同比增长5. 1%，占全社会用电量的比重为73.8%，对全社会用电量增长的贡献率为65.1%。其中，轻工业用电量589亿千瓦时，同比增长4.9%，占全社会用电量的比重为12.7%；重工业用电量2834亿千瓦时，同比增长5.2%，占全社会用电量的比重为61.1%。 图2: 2013年以来分月轻、重工业用电量增速情况 1-6月份，全国制造业用电量14206亿千瓦时，同比增长5.5%，增速比上年同期提高0.7个百分点。6月份，全国制造业用电量2594亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上月提高1.7个百分点；制造业日均用电量86.5亿千瓦时/天，创历史新高，分别比上年同期和上月增加5.5和4.7亿千瓦时/天。 图3: 2013年以来分月制造业日均用电量 三、6月份四大高耗能行业用电量增速比上年同期明显提高 1-6月份，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8314亿千瓦时，同比增长 4.6%，增速比上年同期提高0.4个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为31.6%，对全社会用电量增长的贡献率为27.8%。其中，化工行业用电量2025亿千瓦时，同比增长5.2%，增速比上年同期提高0.7个百分点；建材行业用电量1563亿千瓦时，同比增长9.3%，增速比上年同期提高6.2个百分点；黑色金属冶炼行业用电量2689亿千瓦时，同比增长1.7%，增速比上年同期回落1.9个百分点，对全社会用电量增长的贡献率仅为3.3%；有色金属冶炼行业2037亿千瓦时，同比增长4.7%，增速比上年同期回落1.0个百分点。 6月份，四大高载能行业用电量合计1502亿千瓦时，同比增长 6.3%，增速比上年同期提高3.8个百分点。其中，化工行业用电量355亿千瓦时，同比增长6.9%，增速比上年同期提高2.8个百分点；建材行业用电量311亿千瓦时，同比增长8.3%，增速比上年同期提高2.5个百分点；钢铁冶炼行业用电量478亿千瓦时，同比增长3.7%，增速比上年同期提高4.0个百分点；有色金属冶炼行业358亿千瓦时，同比增长7.6%，增速比上年同期提高5.3个百分点。 图4: 2012年以来分月重点行业用电量情况 四、6月份火电生产形势较好，风电发电量同比环比出现双降 截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量12.5亿千瓦，同比增长9.4%。其中，水电2.54亿千瓦，火电8.79亿千瓦，核电1778万千瓦，并网风电8275万千瓦，并网太阳能发电1814万千瓦。 1-6月份，全国规模以上电厂发电量26163亿千瓦时，同比增长5.8%，增速比上年同期提高1.5个百分点。其中6月份发电量4581亿千瓦时，同比增长5.7％。 1-6月份，全国规模以上电厂水电发电量3713亿千瓦时，同比增长9.7％，增速比上年同期回落2.2个百分点。其中，6月份水电发电量875亿千瓦时，同比增长4.4％，增速比上年同期回落1.4个百分点个百分点；分省来看，在水电装机较多（超过1000万千瓦）的7个省份中，青海（－15.5％）和湖北（-12.2%）同比负增长，增长较快的是广西（27.2%）、四川（20.3％）和云南（15.5%），三省水电发电量增量（分别比上年同期增加11、34和19亿千瓦时）是全国水电发电量增量（37亿千瓦时）的1.76倍，主要是四川、云南大型水电机组陆续投产，其水电装机容量同比分别增长35.0%和45.9%，以及广西来水比上年同期明显转好。水电发电量最多的三个省分别为四川（202亿千瓦时）、云南（145亿千瓦时）和湖北（118亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的53.2％。 1-6月份，全国规模以上电厂火电发电量20995亿千瓦时，同比增长4.7％，增速比上年同期提高2.1个百分点。其中，6月份，火电发电量3461亿千瓦时，同比增长6.0％；分省来看，除西藏外，火电发电量增速超过10%的省份有5个，其中增速高的省份有新疆（45.2%）、北京（27.0%）、湖北（26.2%）和山西（25.5%）；全国共有9个省份火电发电量出现负增长，青海、广西、上海降幅超过10％。 1-6月份，全国核电发电量566亿千瓦时，同比增长16.9%；其中6月份核电发电量106亿千瓦时，同比增长11.0%。 1-6月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量785亿千瓦时，同比增长12.0%，增幅比上年同期降低27.3个百分点；在风电装机容量超过300万千瓦的省份中，内蒙古风电发电量186亿千瓦时，占全区发电量的比重为10.5%。6月份，全国风电发电量101亿千瓦时，同比下降4.0%，环比下降41.5%。 五、1-6月份各类型发电设备利用小时不同程度减少 1-6月份，全国发电设备累计平均利用小时2087小时，比上年同期降低79小时，降幅比1-5月份扩大20小时。 图5: 2005年以来历年1-6月份利用小时情况 分类型看，1-6月份，全国水电设备平均利用小时1430小时，比上年同期降低101小时，降幅比1-5月份扩大37小时；绝大部分省份水电设备平均利用小时同比下降，在水电装机容量超过500万千瓦的12个省份中，9个省份水电设备利用小时同比下降，其中青海、福建、贵州、浙江、甘肃下降幅度超过200小时，湖北、云南和广东水电利用小时同比分别提高12小时、23小时和72小时。全国火电设备平均利用小时2375小时，比上年同期降低26小时，降幅较1-5月份扩大9小时；宁夏、青海分别达到3143和2923小时，河北、江苏、新疆、陕西和海南超过2600小时；云南、湖南、吉林火电设备利用小时低于1900小时，其中云南仅有1603小时；与上年同期相比，共有19个省份火电利用小时同比下降，其中，云南、四川、贵州下降幅度分别为395小时、281小时和208小时。全国核电设备平均利用小时3430小时，比上年同期降低113小时。全国风电设备平均利用小时986小时，比上年同期降低114小时；分省来看，在风电装机超过200万千瓦的12个省份中，除甘肃、云南外，其他省份风电设备利用小时均有所下降，其中新疆、山西分别下降307小时和471小时。 图6：1-6月份风电装机较多省份风电设备利用小时 六、全国跨省区送电量快速增长 1-6月份，全国跨区送电完成1155亿千瓦时，同比增长14.8%。其中，华北送华中（特高压）83亿千瓦时，同比增长15.1%；华北送华东66亿千瓦时，同比下降15.3%；内蒙古送西北（宁夏、陕西）19亿千瓦时，同比增长50.6%；东北送华北103亿千瓦时，同比增长54.1%；华中送华东328亿千瓦时，同比增长22.6%；华中送南方107亿千瓦时，同比下降2.1%；西北送华北和华中合计272亿千瓦时，同比增长18.2%。三峡电厂送出电量339亿千瓦时，同比增长4.2%。 1-6月份，全国各省送出电量合计3813亿千瓦时，同比增长9.9%。其中，内蒙古送出电量717亿千瓦时，同比增长3.2%；山西送出电量401亿千瓦时，同比下降0.9%；湖北送出电量330亿千瓦时，同比增长7.7%；安徽送出电量246亿千瓦时，同比增长21.0%；四川送出电量320亿千瓦时，同比增长40.1%；贵州送出电量281亿千瓦时，同比增长2.6%；云南送出电量290亿千瓦时，同比增长27.1%；宁夏送出电量185亿千瓦时，同比增长3.2%。 6月份，全国跨区送电完成241亿千瓦时，同比增长14.9%。6月份，全国各省送出电量合计732亿千瓦时，同比增长11.3%。 七、全国基建新增规模同比略有增加，水电在建规模大幅缩小 1-6月份，全国基建新增发电生产能力3670万千瓦，比上年同期多投产427万千瓦；其中，水电1301万千瓦 |