2018  年我国可再生能源发电量达1.87  万亿千瓦时，同比增长约1700  亿千瓦时；可再生能源发电量占全部发电量比重为26.7%，同比上升0.2个百分点。其中，水电、风电、光伏和生物质分别实现发电量为1.2  万、3660、1775  和906  亿千瓦时，分别同比增长3.2%、20%、50%和14%（统计局数据为规模以上工业发电数据，与此数据口径不同）。
        可再生能源消纳问题得到有效解决，弃风弃光率大幅下降
        之前可再生能源消纳问题一直是困扰我国可再生能源发电发展的痼疾之一。在能源局《解决弃水弃风弃光问题实施方案》、《清洁能源消纳行动计划（2018—2020  年）》等政策的引导下，在相关电网公司采取多种技术和运行管理措施不断提升系统调节能力的努力下，我国可再生能源消纳问题得到有效解决，能源利用率显著提升，弃水、弃风、弃光状况明显缓解。2018  年在来水好于去年的情况下，全国全年弃水电量约691  亿千瓦时，平均水能利用率达到95%左右。2018  年全年弃风电量为277  亿千瓦时，平均弃风率7%，同比下降5  个百分点；弃光电量为54.9  亿千瓦时，平均弃光率3%，同比下降2.8  个百分点。
        分省可再生能源发展进度不一，弃风弃光仍以三北为主
        2018  年全国水电新增装机约854  万千瓦，新增装机较多的省份是云南（392  万千瓦）、四川（155  万千瓦）和广东（90  万千瓦），占全部新增水电装机的74.6%。2018  年全国风电新增并网装机2059  万千瓦，中东部和南方地区占比约47%，风电开发布局得到进一步优化。全国风电平均利用小时为2095  小时，同比增加147小时，其中云南、福建和上海利用小时较高，分别为2654、2587和2489  小时。2018  年全国光伏发电新增装机4426  万千瓦，其中集中式和分布式光伏分别新增2330  万千瓦和2096  万千瓦。目前我国累计光伏发电装机达到1.74  亿千瓦，集中式和分布式光伏分别为1.24  亿千瓦和0.50  亿千瓦。2018  年全国光伏平均利用小时为1115  小时，同比增加37  小时，其中蒙西、蒙东和青海等地光伏利用小时较高，分别为1617、1523  和1460  小时。
        从分省弃风弃光数据来看，各省弃风弃光现象得到进一步好转，目前弃风弃光仍以三北地区为主。新疆、内蒙古和甘肃的弃风电量分别为107  亿、72  亿和54  亿千瓦时，合计占全国弃风电量的比例为84.1%。新疆、内蒙古和甘肃的弃风率分别为23%、10%和19%，同比分别下降6、5  和14  个百分点。新疆（不含兵团）和甘肃的弃光电量分别为21.4  亿、10.3  亿千瓦时，合计占全国弃光电量的比重为57.7%；两省的弃光率分别为16%、10%，分别同比下降6  个和10  个百分点。
        从历史数据来看，弃风电量及弃风率也呈现明显的周期性特征，一、四季度弃风电量较高，但从弃风率角度分析一季度单季弃风率均显著高于其他季度。主要原因除了冬季风资源较丰富外，我们判断还包括供暖需求推高热电联产发电占比及节假日因素导致用电需求较低等。2016  年Q1  弃风电量及弃风率达到历史最高值，此后单季弃风率与弃风电量同比均处于下降通道，证明风电消纳改善呈现持续性而非脉冲性。2018  年累计弃风率仅为7  %，为近年以来最好水平。
        根据能源局新闻发布会内容，2018  年我国电力辅助服务市场发展迅速，目前已在全国14  个地区启动。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。从费用构成来看，调峰费用、调频费用、备用费用、调压费用和其他费用分别为51.96  亿、40.87  亿、42.62  亿、10.37  亿和0.34  亿，占比分别为35.55%、27.96%、29.16%、7.09%和0.23%。整体而言，电力辅助服务对促进电力系统安全稳定运行、促进可再生能源消纳、提升系统调峰调频能力和设备利用效率、推动新技术和新设备发展等方面已有显著贡献。
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