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行业数据

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电力供需

5．1 全社会用电量增长强劲

2019年1－8月，全社会用电量累计47422亿千瓦时，同比增长4．4％，增速比上年同期下降4．6pct。8月份，全国全社会用电量6770亿千瓦时，同比增长3．6％，增速比上年同期下降4．4pct。一、二、三产业用电增速均有下滑。

第一产业用电量505亿千瓦时，同比增长4．6％。

第二产业用电量32083亿千瓦时，同比增长3．0％。

第三产业用电量7887亿千瓦时，同比增长8．8％。

城乡居民生活用电量6947亿千瓦时，同比增长6．8％。

分省份看，1－8月份，除青海、上海和甘肃外，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（4．45％）的省份有16个，依次为：西藏（14．29％）、广西（11．95％）、内蒙（11．64％）、海南（10．65％）、云南（9．82％）、新疆（8．67％）、湖北（8．18％）、四川（8．06％）、安徽（7．65％）、江西（7．26％）、山西（6．23％）、湖南（5．77％）、河北（5．68％）、贵州（5．41％）、山东（5．08％）、广东（4．57％）。

5．2 新能源发电增速领先

2019年1－8月，全国发电量47026亿千瓦时，同比增长2．8％，增速比上年同期回落4．9个百分点。从各种发电方式发电量来看：

火电发电量33853亿千瓦时，同比下降0．1％，增速同比回落7．3 pct。

风电发电量2651亿千瓦时，同比增长10．4％，增速同比回落15．3 pct。

水电发电量7811亿千瓦时，同比增长9．3％，增速同比提高4．6 pct。

核电发电量2241亿千瓦时，同比增长21．9％，增速同比提高8．3 pct。

5．3 存量机组利用率提升仍是主题

从发电利用小时数来看，2019年1－8月份，全国发电设备累计平均利用小时2542小时，比上年同期降低50小时。其中，光伏、水电和核电平均利用小时均有增长。

全国光伏发电设备平均利用小时895小时，比上年同期增加44小时。

全国并网风电设备平均利用小时1388小时，比上年同期降低24小时。

全国水电设备平均利用小时为2538小时，比上年同期增加200小时。

全国火电设备平均利用小时为2831小时，比上年同期降低107小时。

全国核电设备平均利用小时4844小时，比上年同期增加24小时。

5．4 市场化电量交易不断扩大

2019年1－8月，全社会用电量累计47422亿千瓦时，同比增长4．4％（来源于中电联行业统计数据）。

2019年1－8月全国各电力交易中心组织开展的各类交易电量（含发电权交易电量）合计为16708亿千瓦时（来源于中电联电力交易信息共享平台数据，以下同），市场交易电量占全社会用电量比重（即全社会用电量市场化率）为35．2％。其中，省内市场交易电量合计13318．5亿千瓦时，占全国市场交易电量的79．7％，省间（含跨区）市场交易电量合计3389．6亿千瓦时，占全国市场交易电量的20．3％。

5．4．1 分省数据排行

2019年1－8月电力市场中长期电力直接交易电量占全社会用电量比重排序前三名：云南、内蒙古蒙西地区、青海，分别为60．5％、49．3％和48．7％。

中长期电力直接交易电量规模排序前三名：江苏2014亿千瓦时、广东1245亿千瓦时和山东997亿千瓦时。

外受电市场交易电量排序前三名：浙江299亿千瓦时、辽宁147亿千瓦时、和冀北85亿千瓦时。

5．4．2 煤电电力市场交易情况

2019年1季度，大型发电集团煤电机组上网电量6017亿千瓦时，占其合计上网电量的68．8％。

市场交易电量2553亿千瓦时，煤电上网电量市场化率为42．4％。

煤电上网电量平均电价（计划与市场电量加权平均电价，以下同）为0．3668元／千瓦时，市场交易（含跨区跨省市场交易）平均电价为0．3406元／千瓦时，市场交易平均电价较上年同期提高0．0099元／千瓦时。

分省来看，大型发电集团煤电上网电量市场化率超过40％的省区共有14个，其中，市场化率最高的是广西，达到了100％，甘肃、江苏、广东、蒙西、青海、湖南、山西、山东等8个省区的煤电市场化率超过了50％，福建、河南、宁夏、新疆、安徽等5个省区的煤电市场化率超过了40％。

从分省煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅超过0．1元／千瓦时的省份是云南省，其市场交易平均电价分别为0．1852元／千瓦时与标杆电价相比降幅为0．1506元／千瓦时。其次，降幅超过0．05元／千瓦时的省区有青海、广东、陕西和贵州，其交易平均电价分别为0．2429元／千瓦时、0．3889元／千瓦时、0．2916元／千瓦时、0．2935元／千瓦时。

2019年1季度，大型发电集团煤电市场交易平均电价为0．3406元／千瓦时，较去年同期提高0．0099元／千瓦时。自2017年4季度以来，煤电市场交易平均电价已连续六个季度保持上涨。

5．4．3 气电电力市场交易情况

2019年1季度，大型发电集团气电机组累计上网电量194亿千瓦时，占其总上网电量的2．2％。

大型发电集团气电机组参与市场交易的省区仅有广东省，2019年1季度，广东省气电上网电量市场化率达到59．3％，市场交易电量为32亿千瓦时，平均交易电价为0．6056元／千瓦时。

5．4．4 水电电力市场交易情况

2019年1季度，大型发电集团水电机组上网电量1232亿千瓦时，占其合计上网电量的14．1％。

水电市场交易电量242亿千瓦时，水电上网电量市场化率达到19．7％；市场交易平均电价为0．2289元／千瓦时，较上年同期降低0．0055元／千瓦时。

5．4．5 风电电力市场交易情况

2019年1季度，大型发电集团风电机组累计上网电量497亿千瓦时，占其合计上网电量的5．7％。

风电市场交易电量120亿千瓦时，风电上网电量市场化率为24．1％，其中跨区跨省交易电量约51亿千瓦时，占风电市场交易电量的比重为42．3％。

2019年1季度，大型发电集团风电市场交易电量规模较大的省区分别是云南（32．4亿千瓦时）、新疆（15．2亿千瓦时）、蒙西（14．3亿千瓦时）和甘肃（13．5亿千瓦时）。

风电上网电量市场化率超过40％的省区分别是青海（90％）、云南（79．9％）、宁夏（50．3％）和甘肃（49．6％），其平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0．5267元／千瓦时、0．5265元／千瓦时、0．5729元／千瓦时和0．3834元／千瓦时。

5．4．6 光伏电力市场交易情况

2019年1季度，大型发电集团光伏发电累计上网电量87亿千瓦时，占其合计上网电量的1％。

市场交易电量28亿千瓦时，光伏发电上网电量市场化率为32％，其中跨区跨省交易电量5．9亿千瓦时，占光伏发电市场交易电量的比重为21．4％。

大型发电集团中光伏发电市场交易电量规模较大的省区分别是青海（16．9亿千瓦时）、新疆（3．8亿千瓦时）、云南（2．7亿千瓦时）和甘肃（2．1亿千瓦时）。

平均交易电价（含跨省跨区外送交易）分别为0．8443元／千瓦时、0．7332元／千瓦时、0．7218元／千瓦时和0．7942元／千瓦时。光伏发电上网电量市场化率超过40％的省区分别为云南（98．5％）、青海（90．5％）、新疆（51％）、甘肃（49．2％）和宁夏（43．5％）。