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。