2018年1-5月，全国发电设备平均利用小时为1539小时，同比增加61小时。其中，火电机组1776小时，同比增加99小时;水电机组1155小时，同比减少6小时;风电机组1001小时，同比增加149小时;核电机组2915小时，同比 增加99个小时。

         2018年5月当月，全国发电设备平均利用小时为318小时，同比增加19小时。其中，火电机组350小时，同比增加30个小时;水电机组310小时，同比增加19小时;风电机组189小时，同比持平;核电机组628小时，同比增加38小时。

全社会用电量统计预测

数据显示，2016年，全国全社会用电量为59198亿千瓦时，同比增长5.0%;2017年，全社会用电量为63077亿千瓦时，同比增长6.6%;2018年1-5月，全国全社会用电量为26628亿千瓦时，同比增长9.7%。预计2018年全年我国全社会用电量将达到67177亿千瓦时，未来五年(2018-2022)年均复合增长率约为5.62%，2022年将达到83613亿千瓦时。

      全社会累计发电量统计预测

      2016年1-12月，全国累计发电量为59111.2亿千瓦时，同比增长4.5%;2017年1-12月，全国累计发电量为62758.2亿千瓦时，同比增长5.7%;2018年1-5月，全国累计发电量为26，361.2亿千瓦时，同比增长8.5%。预计2018年我国发电量将达到66210亿千瓦时，未来五年(2018-2022)年均复合增长率约为4.75%，2022年将达到79705亿千瓦时。

      全国电力工程建设投资规模预测

2016年，全国电力工程建设完成投资8840亿元，达到历年来的最高值;2017年的投资额为8014亿元，同比下滑9.3%。预计2018年我国电力工程建设投资额将达到7854亿元，未来五年(2018-2022)年均复合增长率约为1.87%，2022年将达到8458亿元。

      我国电力行业发展瓶颈分析

1、电力改革与市场化建设进入深水区

近几年，电力改革全面推进、成效显著，接下来的电力改革将逐步进入攻坚克难、啃硬骨头的深水区。综合体现在：一是政策多门、各地各异。导致各类试点在具体落实过程中，中央各部门之间、中央与地方之间、政府与市场主体之间、电力企业与社会之间协调难度大，规则不规范，市场准入标准各地各异。二是跨省区交易存在壁垒障碍。市场交易体系不健全、品种不完善、信息不对称，制约清洁能源跨区交易与消纳规模，难以体现市场对资源配置的优势。三是电价体系有待完善。当前电力上游至电力各产业链乃至用户侧价格仍以计划调控为主导，缺乏合理的市场化疏导机制，导致发电企业尤其是煤电企业的合理利润空间被肆意挤压，输配电成本归集和电价交叉补贴没有科学的监审标准，电网和社会企业投资配电网积极性受挫，行业可持续发展能力减弱。四是支撑增量配电试点的相关政策规范和发展规划缺乏，相关法规不清晰，配电存量与增量的区域划分与建设发展困难重重，投资效益不确定，安全运营风险加大。

2、电力系统安全稳定运行面临严峻考验

随着我国电力快速发展和持续转型升级，大电网不断延伸，电压等级不断提高，大容量高参数发电机组不断增多，新能源发电大规模集中并网，电力系统形态及运行特性日趋复杂，特别是信息技术等新技术应用带来的非传统隐患增多，对系统支撑能力、转移能力、调节能力提出了更高要求，给电力系统安全稳定运行带来了严峻考验。

3、环保趋严

《中华人民共和国环境保护税法》于2018年1月1日实施，地方环保税应征税额可提高到国家标准的1-10倍，将增加企业成本。多个省份推出了严于国家要求的大气污染物排放标准，部分地区增加烟羽治理、煤场全封闭等新要求，增加了企业环保改造负担。火力发电行业是国家实施排污许可证管理的首批行业，对环保管理提出了更高要求。全国碳排放权交易体系于2017年12月正式启动，健全了绿色低碳循环发展的经济体系，构建了市场导向的绿色技术创新体系，促进我国绿色低碳和更高质量发展，对火电厂减排温室气体提出了更高要求。低碳环保要求日益严格，增加了火电企业的成本。

       我国电力行业发展前景分析

1、政策支持

2018年3月28日，国家发展改革委发布了《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》。为贯彻落实中央经济工作会议关于降低企业用能成本和《政府工作报告》关于降低一般工商业电价的要求，决定分两批实施降价措施，落实一般工商业电价平均下降10%的目标要求，进一步优化营商环境。通知要求：1、全面落实已出台的电网清费政策;2、推进区域电网和跨省跨区专项工程输电价格改革;3、进一步规范和降低电网环节收费;4、临时性降低输配电价。将省级电网企业已核定的规划新增输配电投资额转为用于计提折旧的比例由平均75%降至70%，减少本监管周期定价成本，并相应降低输配电价。

2.、“一带一路”带来了新机遇

发展低碳清洁能源和可再生能源已成全球共识，绿色发展原则要成为国际产能合作禀承的基本理念。未来我国需要积极推进绿色电力示范项目的落地，优选一批‘一带一路’沿线技术好、辐射能力强、有电力产业发展特点的重点合作区域;推动一批有示范带动效应的绿色电力项目落地，建立绿色电力发展的示范区，来引导‘一带一路’电力的绿色发展。

为加快清洁能源出口，应做好电力规划，在关注电力供应的同时，还要与需求侧相结合，注重需求侧的节能、环保及气候变化问题;在政策方面，要与不同国家、政府和当地社会组织合作，帮助他们提升能力。

在“一带一路”倡议双边合作中应制定一个综合性的战略方案，通过政策引导来有效地为可再生能源与节能环保产业等战略新兴产业提供“走出去”的机会，避免在投资活动中给“一带一路”沿线国家的环境和气候造成潜在风险与不利影响。

3、开拓海外市场

近些年来，中国电力工业高速发展，技术和管理有了长足的进步，比如特高压技术和超临界已经达到世界先进行列，从规划还是到建设以及运营维护管理水平，都有较大提升。但是由于近些年经济常态化，电力发电装机容量逐年下降，加之火电的政策、弃风、弃光的状况加剧，我国电力企业逐步开拓海外市场。

近几年来我国对外投资主要在九个国家，一共有40个项目。对于东南亚主要投资领域是在煤电和水电，南亚国家主要是风电和煤电。对于工程承包来说，近4年来共投资有295个项目，分布于40余个国家，涵盖了“一带一路”大部分国家，在东南亚地区还是以传统煤电水电为主。

截至2017年底，我国主要电力企业境外累计实际投资总额达746亿美元。2017年，国内主要电力企业实际完成对外投资193亿美元，同比2016年增长1.48倍，投资涉及水电、火电、新能源输配电等不同领域。