（二）电力清洁低碳发展趋势明显

截至2018年9月底，全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量17.6亿千瓦、同比增长5.3%，增速同比回落2.2个百分点。其中，水电3.0亿千瓦、火电11.2亿千瓦、核电3928万千瓦、并网风电1.8亿千瓦。

电力供应主要特点有：

一是发电结构绿色化转型持续推进，煤电装机比重继续下降。在国家推进供给侧结构性改革、推动化解煤电过剩产能等背景下，电源结构继续优化。全国主要发电企业新增发电装机容量8114万千瓦、同比减少1280万千瓦。其中，新增非化石能源发电装机5925万千瓦、占新增总装机的73.0%，为历年高位。太阳能发电新增装机3452万千瓦，占总新增装机的比重超四成，东、中部地区太阳能发电新增装机占比为75.3%。煤电新增1573万千瓦、同比减少954万千瓦，截至9月底，全国6000千瓦及以上电厂煤电装机容量9.9亿千瓦、占总装机容量比重为56.4%，同比降低1.5个百分点。

二是水电发电量增速同比提高，太阳能发电等新能源发电量快速增长。全国规模以上发电量同比增长7.4%。其中，今年夏季降水量偏多，前三季度全国规模以上水电发电量增速上升到4.4%，比上半年提高1.5个百分点，增速比上年同期提高4.1个百分点；火电发电量在电力消费快速增长等因素拉动下，同比增长6.9%。全口径并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为1323、2676、2089亿千瓦时，同比分别增长56.4%、25.3%、13.9%。

三是各类型发电设备利用小时均同比提高，不合理弃风弃光问题继续得到改善。全国发电设备利用小时为2905小时、同比提高94小时。其中，水电设备利用小时2716小时、同比提高42小时；火电设备利用小时3276小时、同比提高158小时；太阳能发电、风电、核电设备利用小时分别为950、1565、5447小时，同比分别提高27、178、68小时。在各级政府和电力企业等多方共同努力下，弃风弃光弃水问题继续得到改善，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、加大市场交易、加强全网消纳、推动技术创新等多方面推进清洁能源消纳，效果明显。华北、东北、西北地区风电设备利用小时同比分别提高195、190和200小时，西北地区太阳能发电设备利用小时同比提高88小时；四川和云南弃水电量同比明显减少。

四是跨区和跨省送电量快速增长，清洁能源持续大范围优化配置。全国基建新增220千伏及以上变电设备容量18691万千伏安，新增220千伏及以上输电线路长度30559千米，新增直流换流容量500万千瓦。在近两年多条特高压工程陆续投产的拉动下，全国分别完成跨区、跨省送电量3567和9634亿千瓦时，同比分别增长14.9%和16.5%，增速同比分别提高3.8和5.1个百分点，助力清洁能源实现大范围优化配置。

五是电力燃料供应偏紧，煤电企业经营仍较为困难。前三季度，电煤以及天然气供应均存在地区性时段性偏紧情况，少数地区供需矛盾较为突出。电煤价格总体处于高位波动态势，根据中国沿海电煤采购价格指数——CECI沿海指数显示，反映电煤采购综合成本的CECI5500大卡综合价前三季度波动区间为571-635元/吨，各期价格都超过了《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》中规定的绿色区间上限，国内煤价持续高位也导致对标国内煤价的进口煤价格快速上涨，明显提高了国内企业采购成本。根据国家统计局数据，当前全国火电企业亏损面仍接近一半。

中国电煤采购价格指数（CECI）周价格

（三）全国电力供需总体平衡，部分省份出现错峰限电

前三季度，电力消费增速持续快于发电装机容量增速，全国电力供需形势从前两年的总体宽松转为总体平衡。分区域看，东北和西北区域电力供应能力富余，华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡，部分省份局部性、阶段性电力供应偏紧。