12月份，全省电力运行平稳，电力供应充裕，安全形势保持平稳。

一、全国电力运行情况

12月份（截止12月28日），全国发受电量4928.7亿千瓦时，同比增长9.6%。年累计，全国发受电量5.8万亿千瓦时，同比增长7.1%。（调度口径）

二、山西电力运行情况

（一）发电情况

1. 发电装机

截至12月底，全省发电装机容量8072.71万千瓦。其中火电6366.49万千瓦，占比78.86%；风电871.63万千瓦，占比10.80%；水电244.21万千瓦，占比3.03%；太阳能发电590.38万千瓦，占比7.31%。

2. 发电量

全年全省发电量完成2765.53亿千瓦时，同比增长10.16%。其中，火电2502.99亿千瓦时，同比增长8.39%；风电164.92亿千瓦时，同比增长21.89%；水电42.11亿千瓦时，同比增长8.68%；太阳能发电55.51亿千瓦时, 同比增长104.37%。 

3. 发电利用小时

全年全省发电设备利用小时数为3570小时，同比增加92小时。其中，火电3992小时、同比增加195小时；风电1992小时、同比增加56小时；水电1725小时、同比增加236小时；太阳能1371小时、同比减少59小时。       

（二）用电情况

1.最大负荷

12月份，全省最大用电负荷2899.8万千瓦（12月18日），同比增长13.26%。全年全省最大负荷2899.8万千瓦（12月18日）。

2.省内用电

全年全省全社会用电量完成1990.61亿千瓦时，同比增长10.76%。其中，第一产业41.15亿千瓦时，同比增长7.02%；第二产业1566.68亿千瓦时，同比增长11.09%；第三产业200.29亿千瓦时，同比增长12.50%；城乡居民生活182.49亿千瓦时，同比增长7.12%。

全年累计达成直接交易合同电量525.80亿千瓦时，完成502.62亿千瓦时，合同完成率96.32%。

3. 外送电量

全年全省外送电量累计完成774.91亿千瓦时， 同比增长8.63%。其中，省电力公司外送电量351.15亿千瓦时（外送京津唐101.74亿千瓦时，外送特高压126.52亿千瓦时，外送河北122.89亿千瓦时），同比增长30.31%。            

三、运行分析

（一）电源结构继续优化，利用小时恢复性增长。

省内电源结构得到进一步优化，全年火电仅增加38万千瓦，火电装机比重继续降至78.86%；水电持平，太阳能、风电分别增加294万千瓦、101万千瓦，新能源发电装机比重自10月份首次突破20%。全年发电利用小时数同比增加92小时，其中火电增加195小时，自2017年3月份以来一直呈现恢复性增长趋势。

（二）省内用电继续保持平稳快速增长态势。

全年全省全社会用电量接近2000亿千瓦时，创近年来新高，比全国平均增速高出3.66个百分点。各产业及居民生活用电同比均为正增长，二三产业用电增速均分别达到11.09%、12.5%。工业经济恢复增长拉动工业用电量和全社会用电量全年保持快速增长，四大重点行业用电量保持平稳快速增长，有色、化工累计增长分别达14.1%、11.78%。各行业前十位大用户累计用电增速分别为“八正二负”、“七正三负”、“两正四负”、“五正五负”，其他行业典型用户用电增速为“八正二负”。受工业经济恢复性增长影响，11个地市用电量继续保持回升态势，同比均为正增长，用电量前三位是运城、太原和晋中，增速前三位是晋中、吕梁和阳泉；用电量后三位是朔州、阳泉和大同，增速后三位是临汾、朔州和晋城。

（三）在新的增长点拉动下，全省外送电呈增长态势。

全年全省外送电量完成775亿千瓦时，同比增长8.63%。外送京津唐、河北电量受环保限产等因素影响，略有回调，市场消纳能力有限；外送增长点主来来自于雁淮直流外送江苏电量拉动。

四、建议意见

（一）尽快明确外送通道配套电源，提高外送消纳能力。

目前，我省涉及的4条外送电通道中，除盂县电厂-河北南网500千伏交流输电通道外，其余3条（蒙西-晋北-天津南1000千伏交流、榆横-晋中-潍坊1000千伏交流、晋北-江苏±800千伏直流）均未明确配套电源。建议国家尽快明确上述外送输电通道的配套电源，以便我省按程序推进配套电源建设，争取早日提高外送消纳能力，缓解电力冗余局面。

（二）研究出台防范化解煤电产能过剩后续政策。

为有效防范化解煤电产能过剩风险，国家出台了发改能源【2017】1727号文件，明确了各省停缓建煤电项目，我省也采取多种措施狠抓落实。但项目停建后带来的一系列问题需引起足够重视，如资金违约诉讼、资金沉淀、项目安全管理等。建议国家应尽快研究出台防范化解煤电产能过剩风险有关后续政策，科学指导地方政府和企业有序推进项目建设及投产进度，有效规避停建后产生的系列问题。