在电力体制改革深入推进的今天，电力行业仍需统筹解决好电力发展中的突出问题，做好新时代能源电力工作，才能更好地满足人民群众多层次、多样化、高质量的用电需求。

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。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。

全国人均用电量4956千瓦时，人均生活用电量701千瓦时。四是畜牧业和渔业带动第一产业用电量快速增长。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。其中，新增非化石能源发电装机6200万千瓦左右。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。

落实安全生产责任、加强安全风险防控，主动应对电网负荷屡创新高、新设备大量投运、新能源快速增长、自然灾害多发频发等挑战，确保电力系统安全生产和稳定供应。各地方根据本地电力市场建设情况，深入研究并适时推出相关管理和监督细则。与1-11月相比，贵州后退2位，福建后退3位

6）青海以水电为主，其火电装机排名第30位，其火电利用小时数排名第28位，与1-11月相比，位次不变。全社会用电量保持较快增长，比去年同期小幅提高，单月用电量保持增长，增速比上月提高。3）贵州、福建等省份煤电装机占比较大，火电装机排名第13、14位，其火电利用小时数排名表现各异，分别为第21、11位。受北方供暖需求提振，火电利用小时数增加。

发电量平稳增长，增速较上年有所提高，单月发电量增长回升，单月火力发电低速增长，增速略有回落。全国发电设备利用小时数同比增加，其中火电设备利用小时数同比增加较多，水电设备利用小时数同比增加。

5）广西和湖南为水电装机占比较高的省份，火电装机分别排名第18、19位，火电利用小时数排名偏后，分别为第27、20位。与1-11月相比，贵州后退2位，福建后退3位。表12018年1-12月分省装机及火电利用小时数综合排名情况（单位：万千瓦，小时）数据来源：中图环球能源眼图12018年1-12月分省火电装机与火电利用小时对比❖综合各省火电装机排名以及火电利用小时排名情况，做出以下判断：1）山东、江苏和内蒙古煤电装机大省，火电装机排名占据全国前三，火电利用小时数依次为6、8、2位，与1-11月位次相比，山东位次不变，江苏后退1位，内蒙古位次不变。与1-11月相比，广东后退2位，河南后退1位，山西后退1位，浙江位次不变，新疆前进11位，受北方供暖需求提振，火电利用小时数增加明显。

2018年，全国发电装机容量增长较快。与1-11月相比，广西位次不变，湖南后退1位。4）四川、云南等水电资源较丰富的省份，火电利用小时数保持偏低水平。2）广东、河南、山西、浙江、新疆等煤电装机大省，火电装机排名第4、5、6、7、9位，火电利用小时数排名较偏后，分别排名第18、22、14、15和7位。

7）安徽、河北、宁夏、江西等省份火电利用小时数排名均高于装机排名，显示以上地区火力发电情况较好在光伏风电等不可控电源被纳入电力辅助服务市场范畴的趋势下，光热发电发挥其可控优势，提供调峰等电力辅助服务，或将为光热发电带来新的市场空间。

新电力系统的需要近年来，我国电力行业尤其是清洁能源电力发展迅速，电源结构、网架结构发生重大变化，系统规模持续扩大，系统运行管理的复杂性随之大大增加，对系统安全稳定运行提出了更高要求。此前印发的《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》已正式将光伏纳入了电力辅助服务市场范畴。

未来，我国将进一步扩大电力辅助服务参与主体范围，实现省级及以上电力调度机构调度的发电机组全部纳入电力辅助服务参与范围。新能源纳入市场范畴随着电力体制改革的不断深化，电力市场建设稳步推进，电力辅助服务补偿机制也亟需向电力辅助服务市场机制推进，电力是商品，辅助服务也是商品。市场空间和潜力巨大国家能源局称，将在东北、华北、华东、西北、福建、山西、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃、重庆、江苏、蒙西共14个地区研究启动电力辅助服务市场。而根据国际经验，通常间歇性能源占比越高、灵活性电源需求越多的电力系统，支付的电力辅助服务成本就越高。在此背景下，可控电源的优势将进一步凸显。这意味着，新能源发电机组纳入电力辅助服务参与范畴大势所趋。

国家能源局称，2020年底前要在全国范围基本建立电力辅助服务市场机制。其中，东北、福建、山西、宁夏、甘肃等正式运行的电力辅助服务市场交易费用共36.6亿元，占全国电力辅助服务总费用的25.1%。

光热发电作为一种优质的可控电源，因当前装机规模过小，尚未引起政策层面的重视。如储能系统在调峰调频方面的优势已经得到认同，政策层面也已明确鼓励储能设备参与提供电力辅助服务。

可控电源价值将凸显随着新能源装机量的不断增长，电网为了保持稳定性和实时平衡性，调峰和调频需求激增，辅助服务市场必然需要除火电之外更多、更优质的辅助服务提供主体。同时，我国电力供应能力总体宽松，局部地区弃风、弃光、弃水和系统调峰、北方地区供暖季电热矛盾等问题突出，建立电力辅助服务市场机制的必要性日益凸显，补偿机制亟需进一步完善。

我国将大力推进电力辅助服务市场建设，促进电力清洁、安全、高效、可持续发展。但从电力辅助服务市场的需求本质来看，可控电源的价值必将凸显。这意味着未来的市场空间还非常大。据初步统计，2018年，全国（除西藏外）参与电力辅助服务（补偿+市场）的发电企业共3530家，涉及装机容量共12.45亿千瓦，补偿及市场交易费用共146.16亿元。

在新一轮电改以前，电力辅助服务主要覆盖统调火电和大水电机组。有业内人士认为，未来光伏配合储能，或与火电等可控电源进行合作，或将成为一种新常态。

当前我国电力辅助服务总费用占总电费比重较欧美等电力市场还有很大差距。其中东北、福建、山西、甘肃、宁夏这5个地区已经率先启动。

国家能源局于2017年11月发布的《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》就已明确，尚未将核电、热电联产、风电、光伏发电等发电机组纳入电力辅助服务参与范围或不同类型机组分立账户的，要完善规则、落实规则、加强监管，促进各类型发电机组在同一平台上公平承担电力辅助服务义务新电力系统的需要近年来，我国电力行业尤其是清洁能源电力发展迅速，电源结构、网架结构发生重大变化，系统规模持续扩大，系统运行管理的复杂性随之大大增加，对系统安全稳定运行提出了更高要求。

当前我国电力辅助服务总费用占总电费比重较欧美等电力市场还有很大差距。国家能源局称，2020年底前要在全国范围基本建立电力辅助服务市场机制。未来，我国将进一步扩大电力辅助服务参与主体范围，实现省级及以上电力调度机构调度的发电机组全部纳入电力辅助服务参与范围。这意味着未来的市场空间还非常大。

市场空间和潜力巨大国家能源局称，将在东北、华北、华东、西北、福建、山西、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃、重庆、江苏、蒙西共14个地区研究启动电力辅助服务市场。新能源纳入市场范畴随着电力体制改革的不断深化，电力市场建设稳步推进，电力辅助服务补偿机制也亟需向电力辅助服务市场机制推进，电力是商品，辅助服务也是商品。

可控电源价值将凸显随着新能源装机量的不断增长，电网为了保持稳定性和实时平衡性，调峰和调频需求激增，辅助服务市场必然需要除火电之外更多、更优质的辅助服务提供主体。有业内人士认为，未来光伏配合储能，或与火电等可控电源进行合作，或将成为一种新常态。

而根据国际经验，通常间歇性能源占比越高、灵活性电源需求越多的电力系统，支付的电力辅助服务成本就越高。我国将大力推进电力辅助服务市场建设，促进电力清洁、安全、高效、可持续发展。