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预计2018
年底，全国发电装机容量将达到19.0亿千瓦，其中非化石能源发电7.6亿千瓦、占总装机比重将上升至
40%左右。预计煤电装机容量10.2亿千瓦、占全国装机比重53.6%，比2017年底降低1.5个百分点。  预计2018年全国电力供需总体宽松、部分地区富余，局部地区用电高峰时段电力供需偏紧。预计全
年发电设备利用小时3710小时左右；其中，火电设备利用小时4210小时左右，与2017年基本持平。分区
域看，东北、西北区域预计电力供应能力富余较多；华东、华中区域预计电力供需总体平衡，少数省份
在迎峰度夏、度冬用电高峰时段供需偏紧；华北区域预计电力供需总体平衡，河北南网电力供需偏紧；
南方区域预计电力供需总体平衡，但省级电网间平衡差异较为突出。

  随着内蒙古甘肃等地区用电持续快速增长，未来三年红色橙色预警有望解除，按照平价上网要求也仍具有大规模开发的潜力。随着“可再生能源电力消纳责任权重”政策“配额制”的，中东部地区新能开发的紧迫性持续增强；随着“分布式发电市场化交易”政策，预计未来三年中东部地区分散式风电分布式光伏将快速发展。在现有调峰能力和网架条件下，未来三年海上风电消纳空间万千瓦左右。四西南水电外送规模持续增加西南水电还将新增跨省跨区配置能力万千瓦以上，建议建立市场化机制，逐步调整存量水电消纳方案。
  五跨省区输电通道利用率亟待加快宁东—浙江准东—安徽上海庙—山东晋北—江苏蒙西—天津南榆横—潍坊锡盟—山东等输电通道配套电源建设进度。加强受端网架建设，酒泉—湖南哈密—郑州输电通道送电能力；快完善市场化定价机制，尽快扎鲁特—青州输电通道送电规模。预计年我国跨省区输电规模将达到约亿千瓦六市场化改革有待进一步提速扩围电力市场化交易壁垒仍然存在，亟待建立以电网物理连接为基础的跨省区交易机制，打破省间或区域间的交易壁垒。