中商智慧型網訊：2024年前三季度，電力**安全穩定，用電平穩向好，電力供需總體平衡，電力轉型持續推進。
一2024年上半年全國電力供需。
（1）用電量和需求
前三季度，全國全社會用電量為686萬億千瓦時，同比增長56%，比去年同期增加1個6個百分點，國民經濟持續恢復好轉，帶動用電量增速同比提公升。 一、二、三季度，全社會用電量同比分別增長。 4% 和 66%。
資料**：國家能源局、中商產業研究院整理。
一是第一產業用電量持續快速增長。 前三季度，第一產業用電量976億千瓦時，同比增長113%。其中，一、二、三季度分別同比增長。 2% 和 102%，近年來，農業生產和農村產業電氣化轉型公升級持續推進，帶動第一產業用電量保持較快增長。 從行業看，前三季度農漁牧業用電量同比增長。 2%。
二是第二產業用電增速逐季提公升。 前三季度，第二產業用電量為447萬億千瓦時，同比增長55%。其中，一、二、三季度分別同比增長。 7% 和 73%。前三季度，製造業用電量同比增長6%1%，分為幾類，高新技術及裝備製造業前三季度用電量同比增長10%0%，超出製造業整體增速水平39個百分點，增速領先;一、二、三季度分別同比增長。 7% 和 133%。前三季度，電氣機械和裝置製造業、汽車製造業和醫藥製造業的用電量同比增長超過10%。 在新能源汽車快速發展的帶動下，新能源汽車製造用電量同比增長39%3%。四大高能產業前三季度用電量增加41%，其中一、二、三季度分別同比增長。 9% 和 72%；前三季度黑色金屬冶煉和壓延加工業用電量同比增長2%5%，其中三季度同比增速回公升至115%；水泥行業前三季度用電量同比下降7%3%。消費品製造前三季度用電量增加49%，季度用電量同比增速較一季度下降17% 轉為增長 71%，第三季度增速進一步上公升至84%。消費品製造業用電量同比正增長的子行業數量由一季度的3個增加到二季度的11個，三季度12個子行業的用電量全部為正。 其他製造業工業前三季度用電量增加97%，其中一、二、三季度分別同比增長。 7% 和 127%；前三季度，石油、煤炭等燃料加工業用電量同比增長14%4%。
三是第三產業用電量恢復較快增長勢頭。 前三季度，第三產業用電量為125萬億千瓦時，同比增長101%。其中，一、二、三季度分別同比增長。 9% 和 105%；兩年的平均增長率如下： 9% 和 93%，環比上公升，反映服務業經濟執行穩步回暖，疫情影響逐步消退。 前三季度，租賃及商務服務業、批發零售業、住宿餐飲業、交通運輸、倉儲及郵政業用電量同比增速為12%至15%，這四大行業在上年部分地區受疫情影響較大，疫情後已明顯回公升。 電動汽車的快速發展，帶動了前三季度充換電服務業用電量同比增長71%3%。
四是城鄉居民用電量增速偏低。 前三季度，城鄉居民生活用電量為104萬億千瓦時，同比增長05%。其中，一、二、三季度分別同比增長。 6%、-0.5%，是去年同期（19.）的高基數。8%）是三季度居民用電量負增長的主要原因。從兩年平均增速來看，前三季度城鄉居民生活用電量兩年平均增速為70%，其中，一、二、三季度兩年平均增速分別為。 0% 和 94%。前三季度，共有12個省份城鄉居民用電量同比出現負增長，其中重慶、上海、江蘇、湖北、四川同比下降5%以上，三季度這些省份平均氣溫明顯低於去年同期。
五是全國31個省份用電量正增長，西部、東部地區用電量增速相對領先。 前三季度，東、中、西、東北地區全社會用電量同比分別增長。 8% 和 48%。分省份來看，全國31個省份全社會用電量正增長，其中海南、內蒙古、青海4省用電量同比增速均超過10%。
資料**：國家能源局、中商產業研究院整理。
（2）電力生產
截至2024年9月底，我國全口徑發電裝機容量為279億千瓦，同比增長123%。從不同型別的投資、發電裝機容量增速和結構性變化來看，電力行業延續綠色低碳轉型趨勢。
一是電力投資增長較快，非化石能源發電投資佔電力供應投資的近百分之九十。 前三季度，重點調查企業電力投入8826億元，同比增長247%。分型別看，電源投資5538億元，同比增長411%，其中非化石能源發電投資4920億元，同比增長447%，佔電源投資的88%8%。太陽能發電、核電、風電、火電、水電投資同比分別增長。 2% 和 97%。電網專案建設完成投資3287億元，同比增長42%。
二是新增發電裝機容量超過2億千瓦，其中太陽能發電裝機容量新增1億多千瓦。 前三季度，全國新增發電裝機容量為23億千瓦，比去年同期增加11億千瓦;其中，新增併網太陽能發電容量為13億千瓦，比上年同期增加7633萬千瓦，佔新增發電總裝機容量的57%0%。截至9月底，全國全口徑發電裝機容量為279億千瓦;其中，非化石能源發電裝機容量為146億千瓦，占首機產能的52%4%，同比增加37個百分點。 就型別而言，水電42億千瓦，其中抽水蓄能4969萬千瓦;核電5676萬千瓦;併網風電 40億千瓦，其中陸上風電37億千瓦和3189萬千瓦海上風電;併網太陽能發電 52億千瓦。 火力發電 137億千瓦，其中11台為燃煤電5億千瓦，同比增長35%，佔總發電裝機容量的41%3%，同比下降35個百分點;煤氣和電力 12億千瓦。
三是水電發電量同比下降較大，燃煤發電量佔總發電量的比重保持在60%左右，充分發揮了保障供給的作用。 前三季度，全國規模以上電廠發電量為6座62萬億千瓦時，同比增長42%。前三季度，規模以上電廠水電量同比下降101%；年初主要水庫蓄水不足，上半年降水量持續偏低，導致上半年規模以上電廠水電量同比下降22%9%，下半年以來降水情況有所好轉，去年同期水電發電量同比增速回公升至185% 和 392%。前三季度，規模以上電廠火電、核電發電量同比分別增長5個8% 和 60%。燃煤發電佔總發電量的比重保持在60%左右，煤電仍是我國最重要的電力來源，充分發揮了保障供給的作用。
四是風電、火電、核電裝置利用小時數同比增長。 前三季度，全國6000千瓦及以上電廠發電裝置利用小時數為2716小時，同比減少83小時。 分型別看，水電2367小時，同比減少362小時，其中常規水電2585小時，同比減少383小時;抽水蓄能883小時，同比增加18小時。 火電3344小時，同比增加49小時;其中，燃煤發電3501小時，同比增加65小時;燃氣及電力1,877小時，同比增加51小時。 核電5724小時，同比增加148小時。 風電併網1665小時，同比增加49小時。 太陽能發電併網小時數1017小時，同比減少45小時。
五是跨地區、跨省輸電量同比快速增長。 前三季度，220 kV及以上新輸電線路長度為2條270,000 公里;新建220kV及以上變電站（AC）156億千伏安;新的直流變流器容量為1600萬千瓦。 前三季度，全國完成跨地區送電6374億千瓦時，同比增長111%。分分區域來看，華北地區發電量增加287%；東北地區向華北地區送出的電量增加了49個0%；中國的發電量增加了137%；西北地區電力輸送量增加22%；西南地區送出電量同比增長42%；南部地區的發電量增加了143%。前三季度，全國跨省輸電量為138萬億千瓦時，同比增長76%。其中，內蒙古送出2234億千瓦時，佔全國跨省用電量的16%1%，上公升166%；前7個月，川滇地區送出電量同比下降，連續數月水情好轉，川滇地區出力量同比大幅增長。
（三）全國電力供需情況
前三季度，電力系統執行安全穩定，電力供需總體平衡，夏季高峰期保障電力供應取得良好成效。 為應對今年夏季可能出現的缺電情況，相關部門和電力公司提前做好了充分準備，夏季高峰期全國電力供需形勢總體平衡，各省電網未採取有序用電措施， 創造了近年來夏季高峰供電的最佳效果，為經濟社會發展和人民美好生活提供了強有力的電力保障。
二、全國電力供需情況**
（1） 耗電量**
預計四季度用電量增速將高於三季度，全年增速將高於上年。 綜合考慮巨集觀經濟、上年基數等因素，根據不同方法對全社會用電量的結果，結合專家對電力供需形勢分析的預測，預計2024年全社會用電量為92萬億千瓦時，同比增長約6%，高於2024年增速;其中，預計四季度用電量增速將超過7%，高於三季度增速。
（2） 電力***
預計全年新增發電和非化石能源發電裝機規模將再創新高。 在新能源發電快速發展的帶動下，預計2024年全國新增發電裝機容量將歷史首次突破3臺0億千瓦，其中新增非化石能源發電裝機容量超過25億千瓦。 預計到2024年底，全國發電裝機容量將達到29億千瓦，同比增長約13%。 非化石能源發電總裝機容量155億千瓦，佔53約5%;其中，水電42億千瓦，併網風電43億千瓦，併網太陽能發電56億千瓦，核電5846萬千瓦，生物質發電約4500萬千瓦。 到2024年底，併網風電、太陽能發電總裝機容量達到10億千瓦，佔最大機組的三分之一以上，同比增長4個約5個百分點。
（3）電力供需情況**
預計冬季高峰期全國電力供需總體平衡將實現。 目前，動力煤庫存整體處於歷史同期較好水平，水電儲存情況也好於去年同期。 通過充分發揮大電網資源的優化配置，進行盈虧互補，可以基本消除電力缺口。 如果出現持續大範圍的極端寒潮和電力和燃料短缺等特殊情況，電力供需緊張的省份數量將增加。
三、相關建議
為保障今冬明春大電網安全穩定，守住民生用電底線，推動經濟社會高質量發展，結合電力供需形勢和行業發展趨勢，提出以下建議：
（1）做好上下協調工作，確保今冬明春能源電力安全**
一是做好動力煤保障工作。 繼續落實保障煤炭供應政策，加大先進煤炭產能釋放力度保持煤炭進口政策穩定，延長煤炭零進口暫定稅率實施期限，給予用煤企業穩定、長期的政策預期，夯實電力供應基礎要做好港口庫存和應急儲備工作，確保動力煤價格穩定、優質、充足，電廠可用儲煤天數始終符合國家供貨要求。 研究完善動力煤中長期合同定價機制，調整現行中長期合同“單卡一致性”定價機制，明確遵循“優質高價、低質低價”原則，採用級差定價，形成提公升動力煤質量的長效機制。 繼續提供煤電保障供貨貸款等金融優惠政策，支援煤電等重要能源領域融資成本持續降低。 對於運力緊張的電廠，我們會及時幫助協調，提前部署和啟動東北、華北地區區域供熱期的儲煤。
二是搞好天然氣儲備、蓄水發電、風光資源。督促上游企業做好天然氣儲備工作，嚴格履行管道用氣合同。 電力企業應根據平衡的需要，科學安排各電廠的月度和月內合同實施計畫。制定天然氣應急預案，以“壓不保民”，全力保障民生用氣。 要抓好水電蓄能發電，科學優化水電排程，積極採取多能互補等有效措施，充分發揮大水電峰值發電能力。 加強氣象諮詢分析，提高新能源發電預警的準確性。
三是加強供熱裝置治理，進一步推動熱價政策調整。 抓住供熱季前視窗期，全力推進老舊裝置和管網治理，提高裝置和管網可靠性。 在燃料方面，對供熱機組給予一定的政策保障和優惠待遇。 加強國家層面對熱價調整的指導，督促地方政府結合區域供熱企業供熱成本和運營情況，適時實施供熱價格調整和補貼發放，加大對經營困難供熱企業的補貼力度。 穩妥有序推進熱電解耦合改造、儲熱調峰、熱網熱源改造等專案。
四是搞好機組發電保障工作。 加強機組管控，挖掘機組峰值潛力。 充分利用秋季用電負荷穩定的有利時機，有序開展機組檢修，確保冬季高峰期供暖處於健康狀態。 加強發電機組常態化管理，繼續嚴格控制計畫外停電和受阻出力規模，確保機組在用電高峰期能充分有效出力。
五是推動源網負荷儲聯供。 持續優化峰谷分時電價政策，全面推進居民峰谷電價，探索政策合力，最大限度調動負荷側資源積極性。 加強電力負荷資源市場化管理，多渠道擴大需求響應補貼資金，挖掘需求側資源潛力。 出台專項扶持政策，引導培育電動汽車、分布式儲能等優質電力負荷資源參與需求響應。 明確各類市場主體責任，進一步理順負荷管理銜接機制。
（二）堅持系統規劃，做好新能源消納與其他各類電源的協調發展
一是及時優化新能源發展的規模、布局和時機。 合理推進新能源建設進度。 加強新能源產業鏈供需監測，杜絕原材料無序惡性競爭，保障產業上下游有序發展。 加大區域可再生能源協同規劃、協同開發、聯合排程力度，充分發揮新能源在能源供給中的作用。
二是切實提公升新能源消納能力。 加快跨區、跨省特高壓通道建設，提公升東北、西北等電網區域新能源送電能力。 統籌新能源專案與配套電網專案協調發展，加快配電網改造，增加配電容量，保障分布式發電有效消納。 完善綠證交易機制，暢通綠電、綠證採購渠道，擴大綠證和綠電交易規模，落實全社會共同推進能源轉型責任。 加快出台大基數和沙格饑荒用能新機制政策。
三是提高儲能有效利用率。 在推動新能源快速發展的情況下，結合當地消費形勢、電網結構、負荷特性、供電結構、新能源發展等因素，科學計算確定新型儲能的比例和規模，採用統一排程、共享利用的方式，最大限度地發揮儲能在促進新能源消納中的多重作用， 峰值調節和頻率調節，以及功率支援。
（三）繼續深化改革，充分發揮市場在保障電力供應中的重要作用
一是加快產能市場和配套服務市場建設，逐步建立使用者側參與市場機制。 加快制定和引入煤電“兩段制”電價，因地制宜制定配套服務補償標準，合理引導煤電成本，確保煤電機組峰值供電量和系統調節價值得到合理回報。加強優化輔助服務品種、擴大輔助服務主體、擴大輔助服務資源共享範圍等研究，推動輔助服務收費向使用者側合理引導。 完善煤電跨省優先發電計畫電價形成機制，建立健全使用者側參與市場機制，引導和鼓勵使用者側資源提供電力平衡調節能力。
二是推動中長期分時交易。 建議進一步完善中長期“分時”機制，細化中長期“分時”相關機制設計，促進中長期交易與現貨市場更好對接，實現對峰供單位和低谷用電使用者的經濟激勵，滿足中長期大規模新能源參與後各類市場主體的偏差功率調節需求市場。
三是完善市場交易機制，科學推動新能源、供熱機組參與市場。 建立更適合新能源特點的電力市場機制，降低新能源發電企業年度簽訂中長期合同比例要求，放寬新能源專案參與市場交易或設定合理區間的價格限制，促進市場主體根據其固有生產特點參與市場。 建立在交易時機、粒度、頻率等方面適應新能源發電特點，並可對接現貨交易的中長期交易機制，從而保障新能源電力市場交易，將消費責任分解落實到所有使用者，完善考核機制， 並刺激全社會對綠色電力的需求。落實國家可再生能源保量保價政策，保障新能源企業合理投資回報。
更多資訊請參考中國商業產業研究院發布的《中國電力行業市場前景及投資機會研究報告》，中國商業產業研究院還提供工業大資料、產業情報、行業研究報告、行業經營計畫書、可行性研究報告、園區產業規劃、產業鏈投資地圖、 產業投資指南、產業鏈投資考察推介會等服務。