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《中联重科发布2025年一季度数据报告》

  • 来源专题：工程机械与高端装备
  • 编译者： Hazel
  • 发布时间：2025-05-07

  • 4月29日晚，中联重科发布2025年一季报。报告显示，公司2025年一季度实现营业收入121.17亿元，同比增长2.92%，归母净利润14.10亿元，同比大幅增长53.98%;整体毛利率28.67%，同比提升0.21个百分点，归母净利率11.64%，同比提升3.86个百分点;实现经营性现金流净额7.40亿元，同比大幅增长140.96%。

    全球化战略成效显著，境外收入占比达54.2%

    中联重科坚定践行中联特色的全球化发展战略，持续深化和完善“端对端、数字化、本土化”海外业务体系，依托公司在文化、理念、数字技术等方面的综合优势，加快海外产能、服务网络和本地化运营布局，构建起海外市场长期竞争优势，有效提升海外业务规模与营收能力。

    期内，公司境外收入65.68亿元，同比增长15.17%，境外收入占比达到54.20%，同比提升5.77个百分点。持续增长的业绩，充分展现了中联特色全球化战略的竞争优势和显著成效。

    一季度内，公司在英国、德国、韩国、土耳其、印尼、秘鲁等国家新增投运30余个网点、12个服务备件仓库，投建匈牙利工厂、德国工厂二期项目，投产后公司在欧洲产能近百亿元，是欧洲本地化布局最完善的中国厂商。截至一季度末，公司在全球网点超430个，服务备件仓库超220个，海外员工约7300人，其中当地籍本土化员工约4600人。此外，中联重科还积极在海外各国强化本地金融机构合作，为全球客户提供更加丰富的金融服务支持。

    目前，中联重科业务已覆盖全球170个国家和地区，营收广泛来自欧洲、中东、东南亚、非洲、中亚、南美、南亚、东亚、澳新等区域，各区域市场协同发展，呈现“多点开花”持续增长态势，形成多元化的海外区域市场结构。这种高度均衡、极具韧性的全球业务体系，提升了公司应对海外单一市场政策波动的抗风险能力，同时为公司中长期业绩稳定增长以及扩大全球整体影响力奠定坚实基础。

    传统优势板块表现超预期，新兴板块绘出第二增长曲线

    2025年一季度，在行业需求回暖和公司多元化产业布局战略的双重推动下，中联重科传统优势板块优于预期增长，新兴业务板块动能加速释放。其中，混凝土机械、工程起重机械内销超预期转正，建筑起重机械外销超额完成目标，行业复苏趋势已由挖机传导至非挖产品。土方机械、矿山机械、农业机械各自行业地位不断提升，产品型谱迅速拓展，市场布局持续完善,为公司描绘出第二增长曲线。

    在传统优势板块领域，公司工程起重机械大吨位履带吊供不应求，履带吊市场份额行业第一;汽车吊业务位列行业第二，其中大吨位汽车吊及110吨以上全地面汽车吊销量第一;全地面起重机成功打破欧盟准入标准等技术壁垒，已实现规模化出口。建筑起重机械市占率稳居行业第一，国内龙头企业集中度进一步提升;风电大塔销售占比创历史新高，核电领域需求保持旺盛;多款标杆产品交付海外多国。混凝土机械保持行业数一数二，其中搅拌站市占率国内第一;泵车市占率行业第二，长臂架泵车市占率稳居第一;搅拌车市占率第二，电动搅拌车销量同比增长约170%，电动化渗透率快速提升。

    新兴业务板块方面，土方机械国内中大挖市场企稳增长，市占率保持行业前列;海外推出11款新品，大挖同比增长约60%;期内持续完善市场布局，开发经销商近40家，建设了近300个营销网点。高空机械保持热销全球，尤其是高米段臂车产品在全球已具备领先优势;一季度推出多款叉装车、桅柱产品、车载新品，高效新建匈牙利工厂，为后续全球业务发展增添新动力。农业机械加速突破，拖拉机型谱拓展至300马力段，200马力段中高端产品市占率进入国内行业前三;小麦机行业第二;烘干机保持行业第一;水稻机销量大幅增长;海外出口连续三年保持中国农机增速第一。矿山机械充分发挥“挖-卡”组合产品方案优势和公司端对端业务模式的优势，在与国内外头部厂商竞争中屡获佳绩;高端新品混合动力百吨级宽体车等接连斩获订单，行业首台全国产100吨级电传动自卸车实现海外销售，全面挺进全球高端矿山市场。

    持续探索前沿创新，未来产业加速孵化

    近年来，中联重科持续加大科技研发投入，强化基础研究，积极布局人工智能、云计算、物联网等前沿技术，并加速技术的应用转化。公司在数字化技术发明专利申请量行业排名第一，构建起工业互联网、具身智能等未来产业生态。

    一季度，公司承接了湖南省《2025年政府工作报告》“十大技术攻关项目”的“人-机-环境共融的仓储物流机器人研制”项目。未来，公司的每个产品都有望具备单机智能+机群协作的能力，成为一个“具身智能设备”、实现“机器人化”。

    公司工业互联网平台处于国内头部水平，在赋能工业资源集聚共享、工业数据集成利用、工业生产与服务方面的能力全国领先。未来中联重科将通过平台化战略，整合产业链资源，提升整体竞争力，重构行业竞争格局。

    行业专家表示，随着国内市场企稳以及中国品牌在海外市场的持续突破，工程机械行业筑底回暖预期更加明朗。中联重科依托其在全球化、多元化、数字化领域构筑的显著优势，有望迎来业绩加速释放，进一步夯实行业领先地位。


  • 原文来源：http://www.mei.net.cn/gcjx/202504/564494195222419349.html
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  • 《中电联发布《2022年一季度全国电力供需形势分析预测报告》》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2022-04-28
    • 一季度，电力行业认真贯彻党中央、国务院决策部署，落实相关部门要求，采取有力有效措施提升能源电力安全稳定保障能力，全力以赴保民生、保发电、保供热，以实际行动践行“人民电业为人民”宗旨。全国电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡，为疫情防控和经济社会发展提供了坚强电力保障。 一、2022年一季度全国电力供需情况 （一）电力消费需求情况 一季度，全国全社会用电量2.04万亿千瓦时，同比增长5.0%，比2021年同期两年平均增速降低2.0个百分点，比2021年四季度同比增速提高1.7个百分点。分月份看，1-2月，全社会用电量同比增长5.8%，比上年12月增速提高4.8个百分点，逆周期调节措施下宏观经济延续恢复发展态势，2月气温偏冷拉动电力消费增速提高；3月，受多地疫情散发影响，当月全国全社会用电量增速回落至3.5%。 一是第一产业用电量241亿千瓦时，同比增长12.6%。增速比2021年同期两年平均增速低2.0个百分点，比2021年四季度同比增速提高1.2个百分点。乡村振兴全面推进以及近年来乡村用电条件明显改善、电气化水平持续提升、生产方式转型升级，拉动第一产业用电量保持快速增长。第一产业较好的电力消费形势，在一定程度上反映出当前农业农村经济运行态势良好。 二是第二产业用电量1.32万亿千瓦时，同比增长3.0%。增速比2021年同期两年平均增速低4.4个百分点，比2021年四季度同比增速提高1.9个百分点。分月份看，1-2月、3月第二产业用电量同比分别增长3.4%、2.3%，受疫情等因素影响，3月增速有所回落。 一季度，制造业用电量同比增长2.3%。分大类看，四大高载能行业合计用电量同比增长0.5%，其中，黑色金属冶炼行业、建材行业用电量均同比下降，建材中的水泥行业用电量同比下降13.7%，与当前较为低迷的房地产市场相关。高技术及装备制造业合计用电量同比增长5.0%，其中，电气机械和器材制造业、仪器仪表制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、医药制造业用电量同比增速均超过7%。消费品制造业合计用电量同比增长2.9%，消费品制造业中大部分行业用电量同比增速在2.5%-4.5%。其他制造业行业合计用电量同比增长6.4%，其中，石油/煤炭及其他燃料加工业用电量同比增长10.3%。 三是第三产业用电量3551亿千瓦时，同比增长6.2%。增速比2021年同期两年平均增速回落1.7个百分点，比2021年四季度同比增速回落2.8个百分点。3月，多地疫情散发对部分接触性、聚集性服务业造成较大冲击，第三产业用电量同比增速从1-2月的7.2%回落至3月的4.0%。其中，交通运输/仓储和邮政业用电量同比增速从1-2月的12.4%回落至3月的1.5%，住宿和餐饮业用电量同比增速从1-2月的11.3%回落至3月的1.7%，租赁和商务服务业用电量同比增速从1-2月的11.8%回落至3月的4.8%。一季度，电动汽车高速发展拉动充换电服务业用电量同比增长45.6%。 四是城乡居民生活用电量3417亿千瓦时，同比增长11.8%。增速比2021年同期两年平均增速提高8.0个百分点，比2021年四季度同比增速提高3.8个百分点。分月份看，1-2月、3月用电量同比分别增长13.1%和8.8%，前两个月实现两位数增长主要是受气温偏冷因素影响。 五是中部地区用电量同比增长9.1%，增速领先于其他地区。一季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长4.8%、9.1%、3.1%、3.6%，中部地区全社会用电量增速领先。一季度，全国共有29个省份全社会用电量同比实现正增长，其中，西藏、江西、安徽、湖北、海南5个省份全社会用电量增速超过10%。 （二）电力生产供应情况 截至2022年3月底，全国全口径发电装机容量24.0亿千瓦，同比增长7.8%；一季度全国规模以上电厂发电量1.99万亿千瓦时，同比增长3.1%。从分类型投资、发电装机、发电量增速及结构变化等情况看，电力行业延续绿色低碳转型趋势。 一是电力投资同比增长7.6%，非化石能源发电投资占电源投资比重为85.9%。一季度，重点调查企业电力完成投资1436亿元，同比增长7.6%。电源完成814亿元，同比增长2.5%，非化石能源发电投资占电源投资的比重为85.9%。电网完成投资621亿元，同比增长15.1%，其中，交流工程投资同比增长8.5%；直流工程投资同比增长57.8%，上年二季度以来新开工了部分特高压直流工程，拉动投资高增长。 二是非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至47.6%，煤电装机比重降至46.1%。截至3月底，全国全口径发电装机容量24.0亿千瓦，同比增长7.8%。分类型看，水电3.9亿千瓦。火电13.0亿千瓦，其中，煤电11.1亿千瓦，占总发电装机容量的比重为46.1%。核电5443万千瓦。并网风电3.4亿千瓦，其中，陆上风电3.1亿千瓦，海上风电2665万千瓦。并网太阳能发电3.2亿千瓦，其中，集中式光伏发电2.0亿千瓦，分布式光伏发电1.2亿千瓦，光热发电57万千瓦。全国全口径非化石能源发电装机容量11.4亿千瓦，占总装机容量比重为47.6%，同比提高2.7个百分点。 三是水电和太阳能发电量同比增速超过10%。一季度，全国规模以上电厂发电量1.99万亿千瓦时，同比增长3.1%，其中，规模以上电厂水电、核电、火电发电量同比分别增长12.7%、6.9%和1.3%，今年以来降水形势较好拉动水电发电量快速增长。一季度，全口径并网风电、并网太阳能发电量同比分别增长5.7%和21.7%。一季度，全口径煤电发电量同比增长1.9%，占全口径总发电量比重为62.8%，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，也是保障我国电力安全稳定供应的基础电源。 四是水电和核电发电设备利用小时同比分别提高36、30小时。一季度，全国发电设备利用小时899小时，同比降低18小时。其中，水电设备利用小时636小时，同比提高36小时；核电1847小时，同比提高30小时；并网风电555小时，同比降低65小时；并网太阳能发电300小时，与上年同期持平。火电1115小时，同比降低2小时，其中，煤电1169小时，同比提高7小时；气电576小时，同比降低45小时。 五是跨区输出电量同比下降0.7%，跨省输出电量同比增长0.5%。一季度，全国完成跨区送电量1500亿千瓦时，同比下降0.7%，其中，西北外送电量703亿千瓦时，同比下降12.6%，占全国跨区送电量的46.8%。全国完成跨省送出电量3539亿千瓦时，同比增长0.5%；云南、四川、福建外送电量同比分别增长43.0%、42.9%、39.3%。 六是市场交易电量同比增长87.5%。一季度，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量14119亿千瓦时，同比增长87.5%。一季度，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为9702亿千瓦时，同比增长58.1%，其中，省内电力直接交易电量合计为9427亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为275亿千瓦时。 七是电煤价格总体高位上涨，煤电企业仍大面积亏损。一季度，国内进口煤炭5181万吨，同比下降24.2%。国家煤炭增产保供政策措施效果明显，一季度全国原煤产量10.8亿吨，同比增长10.3%。今年以来电煤价格总体呈持续上涨态势，导致一季度全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加1300亿元左右。燃料成本大幅上涨，涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态。煤电企业持续大幅亏损，部分企业现金流异常紧张，增加电力安全稳定供应风险。由于热力价格大部分涉及到民生，热价难随燃料成本上涨而疏导，热电联产企业也呈现大面积亏损状态。 （三）全国电力供需平衡情况 一季度，电力企业全力以赴保民生、保发电、保供热，全国电力供需总体平衡。2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，特别是南方地区出现持续低温雨雪天气，拉动用电负荷快速攀升，叠加部分省份风机覆冰停运，江西、湖南、四川、重庆、上海、贵州等地部分时段电力供需平衡偏紧。 二、全国电力供需形势预测 （一）2022年全社会用电量同比增长5%-6% 国务院政府工作报告指出，2022年要统筹疫情防控和经济社会发展，统筹发展和安全，继续做好“六稳”、“六保”工作，着力稳定宏观经济大盘，保持经济运行在合理区间，保持社会大局稳定，迎接党的二十大胜利召开。2022年国内生产总值预期增长目标设定在5.5%左右，为2022年全社会用电量增长提供了最主要支撑。 受国内外疫情、国际局势、夏季和冬季气温等因素影响，电力消费增长存在一定的不确定性。预计4月全社会用电量增速比3月回落；随着多地疫情逐步得到有效控制，5、6月用电量增速有望回升，预计上半年全社会用电量同比增长3.5%-4.5%。下半年，在疫情对经济和社会的影响进一步减弱的情况下，并叠加稳增长政策措施以及2021年前高后低的基数效应，预计下半年全社会用电量增速高于上半年。预计2022年全年全社会用电量同比增长5%-6%。 （二）2022年底非化石能源发电装机占总装机比重有望首次达到50% 在新能源快速发展带动下，2022年基建新增装机规模将创历史新高，预计全年全国基建新增发电装机容量2.3亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.8亿千瓦左右。预计2022年底全国发电装机容量26亿千瓦，同比增长9%左右。煤电装机容量11.4亿千瓦左右；非化石能源发电装机合计达到13亿千瓦左右，占总装机容量比重首次上升至50%。水电4.1亿千瓦、并网风电3.8亿千瓦、并网太阳能发电4.0亿千瓦、核电5557万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右。 （三）全国电力供需总体平衡，迎峰度夏和迎峰度冬期间部分区域电力供需偏紧 国内外疫情、宏观经济、燃料供应、气温、降水，以及煤电企业持续大面积严重亏损等多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来较大不确定性。预计2022年全国电力供需总体平衡，迎峰度夏、迎峰度冬期间部分区域电力供需偏紧。 迎峰度夏期间，全国电力供需总体平衡，用电高峰时段电力供需偏紧。其中，东北、西北区域电力供需基本平衡；南方、华东、华中、华北区域用电高峰时段电力供需偏紧。 迎峰度冬期间，全国电力供需总体平衡，用电高峰时段电力供需偏紧。其中，华北、东北区域电力供需基本平衡；南方、华东、华中、西北区域用电高峰时段电力供需偏紧。 三、有关建议 结合当前电力供需形势和行业发展趋势，提出如下建议： （一）加强监测预警，确保一次能源稳定供应 当前，受地缘政治冲突影响，国际煤油气供应紧张，加大我国进口煤炭、天然气的难度，国内下游煤炭库存处于相对低位，电煤价格高位波动，迎峰度夏期间煤电和气电保供面临潜在风险。针对国内煤炭供应、电煤价格、煤炭中长期合同及产运输等方面，建议： 一是加强宏观调控，持续增加煤炭供应总量。加大产能释放力度，尽快落实近期国常会提出的今年新增煤炭产能3亿吨的目标任务，为疫情后能源电力消费需求快速回升做好准备。督促各地煤矿复工复产，对于未达产的煤矿和地区要进行通报。制定煤矿保供与弹性生产办法，优先组织满足条件的先进产能煤矿按一定系数调增产能，尽快形成煤矿应急备用生产能力。 二是加强政策干预，确保电煤价格落实到位。督促煤炭主产地不折不扣推动煤炭价格机制落地执行，严格执行现货价格窗口指导价，释放强烈的稳定市场价格信号。加大力度推动煤炭中长协的签约履约工作，尽快补足电煤中长期合同，消除全覆盖缺口。加快推进中长期合同履约核查工作，督促签约占比未达要求的责任方企业进行整改，千方百计将电煤价格降低到合理水平。 三是加大与运输部门的衔接，加快电煤夏储工作。加强产运需之间的衔接配合，将运力向电力电量存在硬缺口省份的煤电企业适当倾斜。督促各地方压实责任，加强各环节协调工作，全力保障迎峰度夏的电力稳定供应。 （二）强化统一调度，充分发挥大电网配置资源的优势 近年来，第三产业和居民生活负荷快速增长影响，峰谷差不断加大，部分地区最大日峰谷差达50%左右。与此同时，常规电源装机增长放缓，叠加电力燃料价格高位，机组有效出力下降，对电力平衡带来极大压力。针对提升系统调节能力、系统安全运行及有序用电等方面，建议： 一是推进应急备用和调峰电源建设，提升系统运行弹性。加快新能源富集区和不可中断用户占比高的地区的应急备用和调峰电源建设，科学合理配置比例。出台火电机组技改时序方案，有序推进机组“三改联动”。进一步加大抽水蓄能、新型储能等调节电源的建设力度，同时加强网、源侧储能设施的统一调度，提升系统灵活性调节能力。推动各省已核准的重点支撑性和保障性电源加快建设进度并按期投产，保障迎峰度夏期间电力供应。 二是加强设备运维，释放输电通道和常规电源顶峰能力。加强跨省跨区输电通道、枢纽变电站、换流站等检查巡查，及时消缺；加强机组非计划停运和出力受阻管理，优化计划检修安排，充分保障用电高峰时期各类发电机组应发尽发。优化区域电网之间的开机备用、跨区支援、余缺调剂，全力保障用电高峰期间的电力供需平衡。 三是挖掘需求侧调节能力，加强有序用电执行管控。创新需求响应手段，挖掘优质可调节负荷资源，扩大需求侧参与市场和保供运行规模。优化有序用电方案，最大限度地减少对居民和经济发展影响。按照保民用、保稳定、保重点的原则，充分考虑各类极端情况，建立健全分级有序用电应急管理工作机制。加强相关宣传和解释工作，积极开展舆情引导。 （三）加快全国统一电力市场体系建设，推动新型电力系统建设运行 近年来，跨省跨区输送电力对用电高峰的支持作用越来越大。随着电力供应结构的进一步调整，其重要性还将更加凸显。加快建设全国统一电力市场、发挥大电网优势是提升电力安全保供能力、加快电力结构转型的重要举措。针对统一电力市场建设、市场化电价形成、终端电价疏导及新能源参与市场等方面，建议： 一是加快全国电力市场体系建设。逐步完善统一电力市场体系功能，健全市场交易机制，加快建立和完善现货市场、辅助服务市场和容量市场，给予提供调峰、调频、备用等辅助服务的灵活性电源合理补偿。 二是加快推动形成市场化电价体系，合理疏导产业链上游成本。形成促进新型电力系统建设的市场体系和电价机制，疏导大规模消纳新能源产生所增加的系统运行成本。贯彻落实《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》）（发改价格〔2021〕1439号）要求，尽快将煤电电价调整到位，缓解由于燃料成本高涨导致的电力供应风险。推动高耗能企业进入市场，交易电价不设上限。进一步明确跨省跨区送电交易价格形成机制，外送价格浮动机制按照落地省燃煤发电基准价执行。 三是逐步建立新能源参与电力市场竞争的价格机制。推动构建更加适应新能源发展的物理特性的市场交易机制，缩短交易周期，提升交易频次，推动各类优先发电主体、用户侧共同参与现货市场，建立合理的费用疏导机制。协调绿证市场、绿电市场和碳市场之间的关系，对新能源绿色价值的部分给予正确定价。在开展可再生能源发电补贴自查工作的基础上，加快解决可再生能源补贴拖欠问题；对未收到补贴的可再生能源电费实行缓征所得税、增值税及附加税费政策，缓解新能源企业“借钱缴税”的局面，切实减轻可再生能源企业经营发展资金压力。 注释： 1.2021年的两年平均增速是以2019年同期值为基数，采用几何平均方法计算。 2.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量。 3.四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。 4.高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。 5.消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装、服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。 6.其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。 7.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省（市）；中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省；西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省（市、自治区）；东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。（来源：中国电力企业联合会）
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  • 《中电联发布《2018年一季度全国电力供需形势分析预测报告》》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：wukan
    • 发布时间：2018-05-05
    • 　 一、一季度全国电力供需状况 　　（一）全社会用电量快速增长，电力消费呈现新亮点 　　一季度，全国全社会用电量1.59万亿千瓦时、同比增长9.8%，为2013年三季度以来季度用电量最高增长水平。分地区看，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长7.8%、9.3%、13.6%和10.2%，增速同比分别提高1.8、3.1、4.1和5.3个百分点；全国所有省份用电量均实现正增长。 　　全社会用电量较快增长的主要原因：一是宏观经济运行延续稳中有进、稳中向好的发展态势，工业生产总体稳定，为全社会用电量增长提供了有力支撑。二是寒冷天气因素。1、2月份全国平均气温比去年同期分别低1.4℃和1.9℃，带动取暖负荷及用电需求快速增长。近年来“煤改电”居民取暖工程快速推进，叠加年初部分地区天然气供应紧张，进一步放大了气温对用电需求的拉动。三是电能替代快速推广。电能替代在工业生产、北方居民采暖、交通运输等领域推广取得明显成效，拉动用电增长。四是服务业保持平稳较快增长，新兴产业用电保持快速增长势头。 　　电力消费主要特点有： 　　一是第二产业用电量增长总体平稳，高技术制造业用电较快增长。第二产业用电量1.06万亿千瓦时、同比增长6.7%；制造业用电量7686亿千瓦时、同比增长6.5%，比上年四季度提高2.3个百分点，在上年同期9%的较高基数基础上仍然实现较快增长，反映出当前制造业用电的较好形势。制造业中，有色金属、黑色金属、化工、建材四大高载能行业合计用电量同比增长4.8%，增速同比回落4.6个百分点；计算机/通信和其他电子设备制造业、通用设备制造业、电气机械和器材制造业、专用设备制造业和医药制造业用电量同比分别增长11.5%、10.6%、9.6%、9.1%和8.2%，均实现快速增长。随着国家供给侧结构性改革的深入推进，工业生产转型升级效果明显。 　　二是第三产业用电增速创近8年来季度新高。第三产业用电量2504亿千瓦时、同比增长16.7%，为2010年一季度以来季度最高增长水平，增速同比提高8.9个百分点。第三产业用电量持续快速增长的原因，除低温和基数偏低外，主要还得益于服务业保持平稳较快的发展态势。其中，信息传输/软件和信息技术服务业用电继续延续近年来的快速增长势头，同比增长23.3%，部分中西部省份用电增长尤为突出，内蒙古、新疆、贵州和湖北分别同比增长203.6%、118.7%、71.7%和33.7%；交通运输/仓储和邮政业用电量同比增长12.1%。 　　三是城乡居民生活用电量高速增长。城乡居民生活用电2572亿千瓦时、同比增长17.2%，增速同比提高14.3个百分点。主要是受上年同期低基数、今年前两月部分地区出现极寒天气、居民“煤改电”、电动汽车充电快速发展等多因素综合影响。 　　四是第一产业用电快速增长。第一产业用电量219亿千瓦时、同比增长10.3%，用电较快增长的省份主要集中在内蒙古、安徽、宁夏、青海等中西部地区。新一轮农网改造升级有效提高贫困地区电网供电能力和质量，同时机井通电、农产品加工、电能替代等均对第一产业用电产生拉动作用。 　　五是电力消费结构持续优化，用电增长呈现新动能。第二产业占全社会用电量的比重同比下降2.5个百分点，其中四大高载能行业用电量比重为27.4%，同比下降1.5个百分点。随着服务业持续快速发展，第三产业持续两位数的增速，使其在全社会用电量中的比重逐年上升，一季度提高1.3个百分点至15.8%。第三产业和居民生活用电对全社会用电增长的贡献率分别为25.2%和26.5%，比上年同期分别提高9.0和20.1个百分点。与此同时，各产业内行业用电形势差异性明显，随着国家供给侧结构性改革和创新驱动的扎实推进，转型升级成效明显。经济增长新动能催生用电增长新动能，医药制造业、专业设备制造业等6大制造业为代表的高技术制造业，以及与互联网等信息技术密切联系的第三产业诸多行业用电量持续快速增长，逐步成为电力消费中的新亮点。 　　（二）电力高质量发展成效显现，清洁低碳发展趋势明显 　　截至3月底，全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量17.1亿千瓦、同比增长6.1%，增速同比降低1.6个百分点。其中，火电装机容量11.0亿千瓦、同比增长3.7%，增速同比降低1.3个百分点。 　　电力供应主要特点有： 　　一是发电装机结构延续清洁化发展趋势，煤电新增装机容量同比减少近六成。一季度，全国新增发电装机容量2491万千瓦，同比增加304万千瓦。其中，新增非化石能源发电装机1852万千瓦，占新增总装机的74.3%，创历年新高，同比提高24.9个百分点；基建新增煤电420万千瓦、同比减少57.3%，化解煤电过剩产能顺利推进，从严控制煤电新增规模效果明显。 　　二是非化石能源发电量快速增长。全国规模以上发电量1.57万亿千瓦时、同比增长8.0%。其中，水电发电量1933亿千瓦时、同比增长2.6%；火电发电量1.21万亿千瓦时、同比增长6.9%，增速同比回落0.5个百分点。全口径并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为343、978、611亿千瓦时，同比分别增长66.2%、39.1%、11.6%。 　　三是风电、太阳能发电等设备利用小时同比提高，不合理弃风弃光问题持续得到改善。全国发电设备利用小时为922小时，同比提高34小时。其中，水电设备利用小时617小时、同比降低6小时；在电力消费快速增长、水电发电量低速增长等因素影响下，全国火电设备利用小时1089小时、同比提高52小时；并网太阳能发电、风电、核电设备利用小时分别为289、592、1690小时，同比分别提高14、124、59小时。在政府和电力企业等多方共同努力下，上年以来弃风弃光问题持续得到明显改善，弃水问题也得到缓解。为进一步促进弃风弃光问题的缓解，今年国家电网公司和南方电网公司分别制定了促进清洁能源消纳的22项和24项工作措施，在加快电网建设、合理安排调度、加强全网消纳、加大市场交易、推动技术创新等多方面推进清洁能源消纳，今年一季度弃风弃光问题延续改善趋势，无弃水电量。 　　四是农网及配网投资比重继续过半，跨区和跨省送电量均实现快速增长。一季度，全国电网工程建设完成投资同比下降23.2%，主要是因上年多个特高压项目已投产，以及新一轮农网改造升级已取得阶段性重大进展，当前在建项目减少；全国110千伏及以下电网投资比重占电网总投资比重达到53.6%，继续保持在50%以上。全国基建新增220千伏及以上变电设备容量6341万千伏安、同比少投产373万千伏安；新增220千伏及以上输电线路长度8450千米、同比多投产83千米。特高压交直流工程助推资源优化配置能力提升，跨区和跨省送电量均实现快速增长，一季度全国完成跨区送电量同比增长26.1%，增速同比提高5.2个百分点；跨省送出电量同比增长22.9%，增速同比提高13.5个百分点。 　　五是煤电企业经营形势仍然较为严峻，电网企业经营面临较大挑战。1月份电煤价格延续上年的上涨势头，2月9日发布的中国沿海电煤采购价格指数CECI5500大卡现货成交价达到752元/吨，比上年末上涨近50元/吨；随着国家有关部门多措并举对电煤增供控价，电煤供需形势明显缓和、市场电煤价格下降，3月30日发布的CECI5500大卡综合价、现货成交价分别降至598、625元/吨。但在电煤价格同比继续提高、市场化交易导致电价下降等因素共同影响下，煤电企业经营形势仍然较为严峻，部分大型发电集团煤电板块仍然整体亏损，亏损面接近50%。受煤电企业持续亏损、煤电新开工项目减少等影响，发电设计、建设施工等企业经营形势也较为严峻。电网企业经营面临较大挑战，今年《政府工作报告》中提出降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%；同时，电网企业履行电力普遍服务义务，贯彻落实脱贫攻坚、乡村振兴、援疆援藏等战略部署，持续加大农网建设投资，投入巨大，经济效益无保障，部分省级电网企业亏损。 　　（三）全国电力供需形势总体宽松，部分地区出现错峰限电 　　一季度，华中区域电力供需偏紧，华北、南方区域电力供需总体平衡，华东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较多。其中，河北南部电网、江苏、湖北、湖南、河南、江西、贵州等省级电网在大范围雨雪冰冻期间采取了有序用电措施。 　　二、全国电力供需形势预测 　　（一）全社会用电量延续平稳增长，消费结构进一步调整优化 　　综合考虑宏观经济、供给侧结构性改革和产业转型升级、电能替代、环保安全检查、国际贸易环境等各方面因素，预计2018年电力消费仍将延续2017年的平稳较快增长水平。从目前情况看，今年前两个月气温偏低促进用电负荷增长，预计上半年全社会用电量同比增长8%左右；根据气象部门预测，如2018年夏季全国大部气温偏高或出现持续大范围高温天气，全年用电量将如年初预测，可能突破5.5%；考虑到2017年下半年的高基数，预计今年下半年全社会用电量增速将比上半年回落。全年第三产业和居民生活用电量快速增长，电力消费结构将进一步调整优化。 　　（二）全国预计新增装机容量1.2亿千瓦，非化石能源装机比重进一步提高 　　预计上半年全国基建新增发电装机5000万千瓦左右；全年新增1.2亿千瓦，其中，非化石能源发电装机投产7000万千瓦左右。预计2018年底，全国发电装机容量将达到19.0亿千瓦、同比增长6.5%左右；其中，非化石能源发电装机合计达到7.6亿千瓦，占总装机容量比重上升至40%左右，比2017年底提高1.5个百分点左右。 　　（三）全国电力供需总体宽松，局部地区用电高峰时段电力供需偏紧 　　预计全年全国电力供应能力总体宽松、局部地区用电高峰时段电力供需偏紧。预计全年发电设备利用小时3740小时左右，其中，火电设备利用小时4250小时左右。分区域看，预计华北区域电力供需偏紧；华东、华中区域电力供需总体平衡；南方区域电力供需总体平衡，但省级电网间平衡差异较为突出；东北、西北区域预计电力供应能力富余较多。分省份看，迎峰度夏期间河北南部电网电力供需偏紧，在出现持续极端高温天气情况下，京津唐、山东、江苏、浙江、湖北、江西、广东等省级电网电力供需偏紧。 　　三、有关建议 　　2018年是全面贯彻党的十九大精神的开局之年，电力行业将全面贯彻落实党中央、国务院部署，按照高质量发展的要求，以推进供给侧结构性改革为主线，推动电力发展质量变革、效率变革和动力变革，做好新时代电力工作，更好地满足人民群众多层次多样化高质量用电需求。 　　（一）贯彻落实党的十九大会议精神，推进电力行业高质量发展 　　一是加强调查研究，科学分析行业高质量发展面临的问题。党的十九大、中央经济会议和全国“两会”均明确提出推动高质量发展的总要求，电力作为国民经济基础性产业，也进入转方式、调结构、换动力的攻坚期。针对电力发展中面临的不平衡不充分问题，根据电力高质量发展的总体要求，结合“十三五”规划中期评估等，深入调研，系统分析，开展相关研究。 　　二是加强顶层设计，科学谋划推进电力行业高质量发展。进一步提高思想认识和政治站位，站在支撑国民经济健康发展的高度，科学谋划和系统提出电力高质量发展目标、要求、路径、方法和步骤，以科学指导、稳步推进电力行业的高质量发展。 　　三是加强责任落实，全面推进电力行业高质量发展。结合深入学习贯彻落实党的十九大精神，按照中央经济工作会议和全国“两会”决策部署，以“四个革命，一个合作”为总遵循，按照高质量发展总体规划和要求，结合本地区本单位实际，全面推进，狠抓落实，不断提高发展质量和效益。 　　（二）加强电力供需预测预警，为经济社会高质量发展提供安全可靠的电力保障 　　一是加强电力供需预测预警分析，促进行业上下游协调发展。在当前用电需求较快增长、用电高峰时段部分地区电力供需偏紧的形势下，综合利用气象、经济、环保等宏观及相关上下游行业数据信息，强化统计分析，做好供需预测预警，指导行业上下游协调发展。切实解决好去产能和调结构、保供应之间的关系，全力化解煤、电供需矛盾，通过加快推进煤炭优质产能释放增加国内煤炭有效供给，保持进口煤政策的稳定性和连续性等多种措施，保障电煤稳定供应，尤其确保迎峰度夏期间发电用煤安全。 　　二是加强电力系统运行分析，提高电力系统安全稳定可靠水平。受电力行业优结构、转动力影响以及市场化进程的持续推进，电力供给清洁化、市场主体多元化等发展趋势使电力系统形态及特性发生重大变化，系统运行的不确定性大大增加。同时，随着技术进步和管理模式创新，使得备用共享等更大范围、更高层次优化和提升电力系统成为可能。一方面，通过加强电力系统运行特性分析，推进成熟技术和可靠模式应用，不断提高电力系统的安全性、稳定性、经济性和清洁化。另一方面，加强需求侧管理，扩大舆论宣传引导，通过加强峰谷电价差、完善阶梯电价制度等电价手段，鼓励用户低谷时段用电，有效降低用电负荷峰谷差。 　　三是建立健全应急机制，及时应对系统运行和行业发展的突发问题。随着我国电力快速发展和持续转型升级，大电网不断延伸、电压等级不断升高、大容量高参数发电机组不断增多，新能源发电大规模集中并网，系统运行方式日趋复杂，特别是信息技术等新技术应用带来的非传统隐患增多，对电力系统安全稳定运行提出了严峻考验。电力系统需要在规划、设计、防控、应急等方面采取预防性措施，健全应急机制，尽可能保障系统安全和降低危害程度，保障电力供需平衡。 　　（三）防范化解系统性经营风险，促进电力企业持续健康发展 　　一是切实缓解煤电企业亏损困境。针对当前发电企业尤其是煤电企业持续亏损局面，重中之重是确保电煤价格回落并稳定在绿色区间运行。在各方的努力下，一季度电煤价格虽季节性回落，但也仅至上年年中水平，且市场平衡较为脆弱。建议加大市场有效供应与加强市场规范监管并举，有效保供降价，避免电煤价格再次出现大起大落，对相关上下游行业经营造成巨大冲击。 　　二是高度重视新能源补贴问题。一方面，加快解决可再生能源电价附加补助资金历史欠账问题；另一方面，尽快研究并完善调整可再生能源发电补贴定价机制及相关政策，解决补贴资金缺口问题，简化补贴发放流程。防止由于巨额补贴不到位造成新能源发电企业经营资金不足、升级改造资金存在较大缺口，乃至造成停机情况的发生。 　　三是建立合理的公共服务补偿机制。考虑到电力企业尤其电网企业农网建设改造、东西帮扶计划等普遍服务工程，为典型的公共产品、公共服务，具有显著的高投资、低收益特征。为保障企业的政策运营，建议一方面将对应投资纳入输配电价核定中统筹考虑；另一方面建立电力普遍服务补偿机制，对农网建设改造工程实行长期低息贷款或政府贴息、对电价承受能力差的地区给予运营补贴等支持。 　　四是及时化解新问题，稳妥有序推进电力体制改革。随着电力体制改革不断深化，及时认真总结电力市场建设中暴露的新情况、新问题，稳妥有序推进改革，严格监督和杜绝政府不合理干预行为；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。 关键词：区块链, 中电联,电力供需 相关新闻： 2018年经济形势与电力发展分析预测会在京成功召开 华能集团黄永达会见中电联领导 华能集团黄永达会见中电联领导 中电联发布《2017-2018年度全国电力供需形势分析预测报告》 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