（二）电力生产延续绿色低碳发展趋势，高质量发展成效初步显现

截至2018年底，全国全口径发电装机容量19.0亿千瓦、同比增长6.5%。其中，非化石能源发电装机容量7.7亿千瓦，占总装机容量的比重为40.8%、比上年提高2.0个百分点。分类型看，水电装机3.5亿千瓦、火电11.4亿千瓦、核电4466万千瓦、并网风电1.8亿千瓦、并网太阳能发电1.7亿千瓦。火电装机中，煤电10.1亿千瓦、占总装机容量的比重为53.0%，比上年降低2.2个百分点；气电8330万千瓦，同比增长10.0%。全国发电装机及其水电、火电、风电、太阳能发电装机规模均居世界首位。电力供应主要特点有：

一是发电装机绿色转型持续推进。全国新增发电装机容量1.2亿千瓦、同比减少605万千瓦。其中，新增非化石能源发电装机占新增总装机的73.0%。“5?31光伏新政”出台后，光伏发电增速放缓，全年新增太阳能发电装机容量比上年下降16.2%；国家加快推进和实施光伏扶贫政策，西部地区新增太阳能发电比重同比提高7.8个百分点。东、中部地区新增风电装机占比为64.2%、太阳能发电装机占比为72.2%。全国新增煤电2903万千瓦、同比少投产601万千瓦，为2004年以来的最低水平。

二是非化石能源发电量快速增长。全国全口径发电量6.99万亿千瓦时，同比增长8.4%。其中，非化石能源发电量2.16万亿千瓦时、同比增长11.1%，占总发电量的比重为30.9%、比上年提高0.6个百分点。水电发电量1.23万亿千瓦时、同比增长3.2%，火电发电量4.92万亿千瓦时、同比增长7.3%。全国并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为1775、3660、2944亿千瓦时，同比分别增长50.8%、20.2%、18.6%。新能源发电已成为内蒙古、新疆、河北、山东、宁夏、山西、江苏、黑龙江、安徽、吉林等14个省份第二大发电类型。

三是各类型发电设备利用小时均同比提高。2018年，全国发电设备平均利用小时为3862小时，同比提高73小时。其中，水电3613小时，提高16小时；火电4361小时，提高143小时；核电7184小时，提高95小时；并网风电2095小时，为2013年以来新高，比上年提高146小时；并网太阳能发电1212小时，提高7小时。

四是弃风弃光问题继续得到改善。各级政府和电力企业等多方共同努力，多措并举推进清洁能源消纳。2018年，全国弃风电量277亿千瓦时，平均弃风率7%，同比下降5个百分点；全国弃光电量54.9亿千瓦时，平均弃光率3%，同比下降2.8个百分点。华北、西北、东北地区风电设备利用小时分别比上年提高102、215和236小时，西北、东北地区太阳能发电设备利用小时分别提高66和65小时。

五是110千伏及以下电网投资比重提高。全国电网投资5373亿元，同比增长0.6%。其中，±1100千伏、1000千伏投资分别增长111.5%和6.8%；110千伏及以下投资增长12.5%，占全部电网投资的比重为57.4%、比上年提高4.5个百分点。全国基建新增220千伏及以上变电设备容量2.2亿千伏安、同比下降8.9%；新增220千伏及以上输电线路长度3.77万千米、同比增长14.0%；新增直流换流容量3200万千瓦、同比下降59.5%。全年投产1个特高压项目，为内蒙古上海庙至山东临沂±800千伏特高压直流工程。截至2018年底，全国跨区电网输电能力达到1.36亿千瓦。

六是跨区跨省送电量快速增长。全年全国跨区、跨省送电分别完成4807和12936亿千瓦时，同比分别增长13.5%和14.6%，增速同比分别提高1.4和1.9个百分点。特高压项目推动跨区跨省送电，其中山西晋北-江苏淮安、宁夏灵州-浙江绍兴特高压线路输电量分别拉动全国跨区送电量增长2.0和4.2个百分点。

七是电力燃料供需总体平衡，地区性时段性偏紧，煤电企业经营仍比较困难。反映电煤采购成本的CECI5500大卡综合价波动区间为571-635元/吨，各期价格均超过国家发展改革委等《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》（发改运行〔2016〕2808号）规定的绿色区间（价格正常）上限，国内煤电企业采购成本居高不下。2018年全年全国火电企业亏损面仍近50%。

（三）全国电力供需总体平衡，部分地区出现错峰限电

2018年，用电增速回升，电网峰谷差加大，全国电力供需形势从前几年的总体宽松转为总体平衡。其中，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；东北和西北区域电力供应能力富余。