一季度，全省发、用电量实现较快增长，其中：全社会用电量累计267.85亿千瓦时，同比增长9.28%;全口径发电量累计247.28亿千瓦时，同比增长13.67%;跨省跨区购入电量累计20.68亿千瓦时，同比下降24.16%。从全国情况看，一季度全社会用电增长3.24%，增幅同比增加2.54个百分点，用电增速同比下降的省份5个(较1-2月份减少5个)，华中电网区域五省一市(江西、河南、湖北、湖南、重庆、四川)用电四增二降，江西省用电增速列全国第3、华中区域第1。

城乡居民生活用电和三产用电对全社会用电增幅的贡献率达到60%，其中：城乡居民生活用电同比增长16.96%，第三产业用电同比增长13.94%。工业用电继续保持平稳增长，一季度用电累计增长5.55%，较去年同期、去年全年分别提高0.31、0.78个百分点。

一、一季度电力供需情况及特点

(一)民生用电比重稳步增加，新兴产业、消费类产业用电需求旺盛。1-3月，全省全社会用电量累计267.85亿千瓦时，同比增长9.28%;其中：第一产业用电量2.46亿千瓦时，同比增长14.35%;第二产业用电量164.07亿千瓦时，同比增长5.59%;第三产业用电量41.79亿千瓦时，同比增长13.94%;城乡居民生活用电量59.54亿千瓦时，同比增长16.96%。

用电结构中，城乡居民生活用电比重稳步增加，由“十二五”初期的17%增长到当前的22%,特别是近年来加大对农村电网的投入，有效用电需求被激发，“十二五”保持了年均9%的增长速度，“十三五”开局用电增速更是达到20.66%。光伏、电子信息、航空、新能源汽车、锂电和先进装备等新兴产业用电较快增长，服装纺织、食品、住宿、餐饮和交通运输等消费类产业用电也保持了平稳较快增长势头。

(二)电力供应总体宽松，新能源、可再生能源发电量增长迅猛。1-3月，全省全口径发电量247.28亿千瓦时，同比增长13.67%。统调发电量189.53亿千瓦时，同比增长4.18%;其中:水电发电量16.98亿千瓦时，同比增长145.18%;风电发电量3.59亿千瓦时，同比增长49.5%;光伏发电量0.29亿千瓦时，同比增长319.33%;火电发电量168.67亿千瓦时，同比减少2.24%。

由于江西省主汛期提前，赣江等主要干流来水偏丰，一季度，省内统调水电和地方小水电发电量同比翻番，水电发电量增量达到24.74亿千瓦时，全社会用电的增量22.75亿千瓦时全部由新能源和可再生能源优先消纳。

(三)电煤价格小幅回升，进耗相抵库存处于合理区间。3月底，环渤海动力煤价格指数(环渤海地区发热量5500大卡动力煤的综合平均价格)为389元/吨，较年初371元/吨小幅上涨18元/吨，但仍大幅低于去年同期450元/吨的价格水平。由于省内煤炭热值偏低、产量少且成本高，江西省电煤对外依存度长期高达80%以上，电煤运费约占到购入原煤总成本的1/3以上。

一季度，全省各统调火电厂累计调入电煤681.66万吨(日均调入7.49万吨)，同比增加27.59万吨，其中：省内调入81.93万吨，同比减少27.85万吨;省外调入599.74万吨，同比增加55.45万吨。全省累计耗用电煤679.56万吨(日均耗用7.47万吨)，同比减少41.21万吨。电煤进耗相抵后，统调火电厂电煤库存约200万吨，可用天数达到26天。

二、需关注的问题

(一)配网建设等民生工程仍需加快建设、加大投入。省能源局4月中旬在赣州调研发现，赣南信丰等县仍有部分农村存在低电压问题，电饭煲煲不熟饭，家用大功率电器更是难以正常使用;城区范围内部分农村还建房也存在配套电网和户表工程建设滞后的问题，影响居民用电质量。尽管近年来不断加大配网投入，特别是加大对赣南等原中央苏区的电网投入力度，但仍然存在较大改善空间，距电网企业提出的“四个全面”目标，即“全面消除低电压，全面解决重过载，全面覆盖智能表，全面接通三相电”仍有较大差距。

(二)火电设备利用率偏低，发电小时数快速下降。一季度，由于水电大发和去年新增了火电装机232万千瓦，火电设备利用小时数快速下降，未达到预期水平，其中：统调火电机组发电小时数仅有1058小时，同比减少209个小时。目前，全省在建火电电源项目容量达到1032万千瓦，这需要较快的电力增长作为支撑，一旦出现电力需求放缓，省内发电设备将不可避免地出现利用率低的情况，如不优化投产时序，在2018年、2019年集中投产年份，火电小时数将低于4000小时，30万千瓦及以下机组将全面亏损。

(三)支撑工业用电稳定增长因素仍不牢固。采矿业和制造业占工业用电比重近7成，是支撑工业用电增长的重要部分。一季度，上述行业累计用电增长2.72%，低于工业5.55%的平均增速，特别是钢铁、建材、化工等传统资源类企业用电增速为负，分别下降10.81%、9.73%和1.58%，光伏、电子信息、航空等战略性新兴产业发展较快、前景看好，但总体规模仍然较小，对全省工业用电增长支撑带动作用有限，短期内难以弥补传统产业增长放缓的影响。近期，虽然多数工业产品价格呈现环比回升态势，但并不代表市场需求回暖，部分产品是由于去产能、去库存影响形成的短期回调，而且价格也仍处低位，下一阶段还可能出现波动。

三、电力供需形势研判和下一步工作打算

从二季度供需形势看，江西省电力供应继续呈总体宽松态势。如抚州电厂第二台机组4月底顺利投产，省内电力供应能力单火电一项就将达到1694万千瓦，电力供应能力空前充裕，全省供需形势从近几年“供需总体平衡，局部时段供应紧张”直接过渡到“电力、电量均供大于求”的局面。但安全生产形势不容乐观，电力企业受汛期来水和大规模检修改造影响，安全生产风险和隐患增多，直接影响全省电力平稳有序供应。各级电力企业要提前做好应急预案和事故演练，备好应急人员和物资，加强线路和设备巡视，确保电网和电力设备安全。

下一步，重点工作将主要围绕能源供给侧结构性改革、电力体制改革和扩大电力有效需求展开，具体包括：

(一)加快实施电能替代。实施电能替代，是增加电力有效需求的有效途径，不仅可以提升发电设备小时数，改善用电负荷特性，也同时改善周边环境、减少火灾安全隐患。省能源局拟于近期会同有关部门下发《关于加快推进江西省电能替代工作的指导意见》和《江西省电能替代项目认定及奖励实施方案》，旨在鼓励和支持全社会开展电能替代工作。

(二)稳步推进电力体制改革。进一步结合电改6个配套文件，在全省内加大学习宣贯、做好改革调研，积极推进电力体制改革工作。重点支持一批成长性好、产业聚集性强、产业结构好的园区企业参与直接交易，研究制定售电公司准入及退出机制，加快推进电力交易机构组建工作。

(三)合理控制新建电源项目建设节奏。今后较长一段时间内，火电小时数大幅下滑的潜在风险大。拟组织各发电集团进一步优化火电建设时序，按照项目建设重要性、投资主体建设积极性等因素排序，合理控制新建电源项目建设节奏，初步按每两年新增300万千瓦装机的水平有序安排投产。

(四)推进全省智慧能源发展。目前，省内能源系统整体效率偏低。省内电力、热力、燃气等不同系统集成互补、梯级利用程度非常低，热、电、冷、气多联供项目很少，分布式能源、微电网发展刚刚起步，工业企业用能方式总体粗放，能源运行峰谷差巨大。充分调动社会力量和电力企业积极性，研究推进全省智慧能源建设，鼓励发展工业园区、城镇小区、公用建筑以及私人住宅按照就地消纳的原则建设分布式用能系统，鼓励实施能源互联网、能源大数据平台建设，支持通过能源梯级利用、多能互补、热电冷多联供等形式提高能源利用效率、降低综合用能成本，积极推动能源供给侧结构性改革。