5、电力供需

5．1全社会用电量增长强劲

2018年1－11月份，全国全社会用电量62199亿千瓦时，同比增长8．5％，增速比上年同期提高2 pct。11月份全社会用电量5647亿千瓦时，同比增长6．3％，增速同比提高 1．7 pct。其中第二产业是带动用电量增速回升的最大动力。

第一产业用电量673亿千瓦时，同比增长10．0％。

第二产业用电量42684亿千瓦时，同比增长7．1％。

第三产业用电量9890亿千瓦时，同比增长12．8％。

城乡居民生活用电量8952亿千瓦时，同比增长10．5％。

分省份看，1－11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（8．5％）的省份有12个，依次为：广西（19．6％）、西藏（17．4％）、内蒙古（15．0％）、重庆（12．6％）、四川（11．9％）、甘肃（11．6％）、安徽（11．4％）、湖北（10．5％）、湖南（10．1％）、江西（10．0％）、福建（9．7％）、云南（9．0％）。

5．2新能源发电增速领先

11月份，发电量5543亿千瓦时，同比增长3．6％，增速比上月回落1．2个百分点。1－11月份，发电量同比增长6．9％，比去年同期加快1．2个百分点。

从各种发电方式发电量来看，11月份除火电外，其他品种电力生产同比增速较10月份均有所回落。其中火电同比增长3．9％，比上月回落0．9个百分点；风电下降9．5％，比上月回落13．7个百分点；水电增长1．5％，比上月回落4．7个百分点；核电增长24．7％，比上月回落0．4个百分点；太阳能发电增长2．5％，回落16．3个百分点。

火力发电量4051亿千瓦时，同比增长3．9 ％。

水力发电量879亿千瓦时，同比增长1．5％。

核能发电量279亿千瓦时，同比增长24．7％。

全国风力发电量同比下降9．5％。

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，1－11月份，全国发电设备累计平均利用小时3518小时，比上年同期增加103小时，各种发电方式均实现增长。

全国水电设备平均利用小时为3358小时，比上年同期增加60小时。

全国火电设备平均利用小时为3946小时（其中，燃煤发电设备平均利用小时4047小时），比上年同期增加175小时。

全国核电设备平均利用小时6791小时，比上年同期增加287小时。

全国并网风电设备平均利用小时1891小时，比上年同期增加139小时。

全国太阳能发电设备平均利用小时1148小时。

5．4市场化电量交易不断扩大

2018年1－9月，全国电力市场交易电量（含发电权交易电量）合计14457亿千瓦时（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为28．3％。其中，省内市场交易电量合计11625亿千瓦时，占全国市场交易电量的80．4％，省间（含跨区）市场交易电量合计2595亿千瓦时，占全国市场交易电量的17．9％。

2018Q3，全国市场交易电量（含发电权交易）合计为6937亿千瓦时，占全社会用电量比重为37％，较2季度环比提高11．4 pct。其中，省内市场交易电量合计为5688亿千瓦时，较2018Q2环比增长69．2％，省间（含跨区）交易电量合计为1110亿千瓦时，环比增长42％。

5．4．1 分省数据排行（2018Q1－3）

市场交易电量占全社会用电量比重排序前三名：云南、蒙西和江苏，分别为52％、47．3％、41．3％。

电力市场交易电量规模排序前三名：江苏1914亿千瓦时、山东1326亿千瓦时、广东1314亿千瓦时。

外受电市场交易电量排序前三名：江苏417亿千瓦时、山东402亿千瓦时和浙江359亿千瓦时。

5．4．2 煤电电力市场交易情况（2018Q1－3）

大型发电集团煤电机组上网电量18457亿千瓦时，占其总上网电量的67％。

煤电市场交易电量7147亿千瓦时，市场化率为38．7％，其中跨区、跨省外送市场交易电量615亿千瓦时。

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0．3640元／千瓦时，市场交易（含跨区跨省市场交易）平均电价为0．3368元／千瓦时。

分省来看，大型发电集团煤电上网电量市场化率最高省份为广西省，达到了100％，甘肃、江苏、广东、河南也超过了50％。

从分省煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易平均电价为0．2333元／千瓦时，与标杆电价相比降幅0．1025元／千瓦时。其次为青海、吉林、陕西、广东，其交易平均电价分别为0．2382元／千瓦时、0．2908元／千瓦时、0．2737元／千瓦时、0．3763元／千瓦时，降幅均超过0．07元／千瓦时。

2018年3季度，大型发电集团煤电市场交易平均电价为0．3380元／千瓦时，同比回升2．05％。

5．4．3 气电电力市场交易情况（2018Q1－3）

大型发电集团气电机组累计上网电量632亿千瓦时，占其总上网电量的2．3％。

大型发电集团气电机组参与市场交易的省份仅有广东省，2018年1－9月，广东省气电市场化率达到45．4％，市场交易电量为35．6亿千瓦时，平均交易电价为0．5298元／千瓦时。

5．4．4 水电电力市场交易情况（2018Q1－3）

大型发电集团水电机组上网电量 4922 亿千瓦时，占其总上网电量的 17．9％。

水电市场交易电量 1364 亿千瓦时，市场化率达到 27．7％，市场交易平均电价为0．2033 元／千瓦时。

5．4．5 风电电力市场交易情况（2018Q1－3）

大型发电集团风电机组累计上网电量1331亿千瓦时，占其总上网电量的4．8％。

风电市场交易电量297亿千瓦时，市场化率为22．3％，其中跨区跨省交易电量约131亿千瓦时，占其市场交易电量比重44％。

大型发电集团参加风电市场交易的省份共有15个，其中市场交易电量最多的三个省份是甘肃、新疆和云南，分别为55．4亿千瓦时、53．9亿千瓦时和49．3亿千瓦时。

平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0．3741元／千瓦时、0．4024元／千瓦时和0．4307元／千瓦时。风电市场化率居前几位的省份依序为：云南（62．8％）、青海（58．7％）、甘肃（51．1％）、宁夏（48．4％）、黑龙江（48．2％）。

5．4．6 光伏电力市场交易情况（2018Q1－3）

大型发电集团光伏发电累计上网电量249亿千瓦时，占其总上网电量的0．9％。

光伏发电市场交易电量64亿千瓦时，市场化率为25．7％，其中跨区跨省交易电量14．5亿千瓦时，占其市场交易电量的22．7％。

大型发电集团中交易电量最多的三个省份是青海、新疆和甘肃，分别为31．5亿千瓦时、13．9亿千瓦时和5．9亿千瓦时。

平均交易电价（含跨省跨区外送交易）分别为0．8008元／千瓦时、0．7106元／千瓦时和0．7447元／千瓦时。光伏发电市场化率居前几位的省份依序为：云南（86．8％）、青海（63．1％）、新疆（52．9％）、宁夏（47．2％）。

5．4．7 核电电力市场交易情况（2018Q1－3）

大型发电集团核电发电累计上网电量1941亿千瓦时，占其总上网电量的7％。

市场交易电量515亿千瓦时，市场化率为26．5％，其中跨区跨省交易电量103亿千瓦时。

大型发电集团核电参与市场交易的省份一共有5个，交易电量最多的省份是福建、辽宁和广西，分别为198．6亿千瓦时、97．7亿千瓦时和94．3亿千瓦时。

平均交易电价（含跨省跨区送出交易）分别为0．3449元／千瓦时、0．3335元／千瓦时和0．3695元／千瓦时。大型发电集团核电市场化率居前三位省份分别是广西（81．5％）、辽宁（50．5％）、福建（43．3％）。

5．4．8 发电权交易（2018Q1－3）

大型发电集团中6家企业的发电权交易电量（按照受让电量的结算口径统计）为312亿千瓦时，占其市场交易电量比重为2．2％。

交易平均价格为0．3056元／千瓦时。

6家企业在大部分省区都开展了发电权交易，发电权交易电量最多的省份为广东65．2亿千瓦时、安徽32．4亿千瓦时、新疆20．5亿千瓦时。

6、新能源汽车产销量

2018年1－11月，新能源汽车累计产量完成105．4万辆，同比增长63．6％。

11月，新能源汽车产量为17．3万辆，同比增长41．8％，环比增长18．5％，其中纯电动乘用车10．4万辆，插电式混合动力乘用车3．8万辆。