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%。

由于我省主汛期提前，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，我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。

(四)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。