中商智能网讯：2024年前三季度，电力**安全稳定，用电平稳向好，电力供需总体平衡，电力转型持续推进。
一2024年上半年全国电力供需。
（1）用电量和需求
前三季度，全国全社会用电量为686万亿千瓦时，同比增长56%，比去年同期增加1个6个百分点，国民经济持续恢复好转，带动用电量增速同比提升。 一、二、三季度，全社会用电量同比分别增长。 4% 和 66%。
数据**：国家能源局、中商产业研究院整理。
一是第一产业用电量持续快速增长。 前三季度，第一产业用电量976亿千瓦时，同比增长113%。其中，一、二、三季度分别同比增长。 2% 和 102%，近年来，农业生产和农村产业电气化转型升级持续推进，带动第一产业用电量保持较快增长。 从行业看，前三季度农渔牧业用电量同比增长。 2%。
二是第二产业用电增速逐季提升。 前三季度，第二产业用电量为447万亿千瓦时，同比增长55%。其中，一、二、三季度分别同比增长。 7% 和 73%。前三季度，制造业用电量同比增长6%1%，分为几类，高新技术及装备制造业前三季度用电量同比增长10%0%，超出制造业整体增速水平39个百分点，增速领先;一、二、三季度分别同比增长。 7% 和 133%。前三季度，电气机械和设备制造业、汽车制造业和医药制造业的用电量同比增长超过10%。 在新能源汽车快速发展的带动下，新能源汽车制造用电量同比增长39%3%。四大高能产业前三季度用电量增加41%，其中一、二、三季度分别同比增长。 9% 和 72%；前三季度黑色金属冶炼和压延加工业用电量同比增长2%5%，其中三季度同比增速回升至115%；水泥行业前三季度用电量同比下降7%3%。消费品制造前三季度用电量增加49%，季度用电量同比增速较一季度下降17% 转为增长 71%，第三季度增速进一步上升至84%。消费品制造业用电量同比正增长的子行业数量由一季度的3个增加到二季度的11个，三季度12个子行业的用电量全部为正。 其他制造业工业前三季度用电量增加97%，其中一、二、三季度分别同比增长。 7% 和 127%；前三季度，石油、煤炭等燃料加工业用电量同比增长14%4%。
三是第三产业用电量恢复较快增长势头。 前三季度，第三产业用电量为125万亿千瓦时，同比增长101%。其中，一、二、三季度分别同比增长。 9% 和 105%；两年的平均增长率如下： 9% 和 93%，环比上升，反映服务业经济运行稳步回暖，疫情影响逐步消退。 前三季度，租赁及商务服务业、批发零售业、住宿餐饮业、交通运输、仓储及邮政业用电量同比增速为12%至15%，这四大行业在上年部分地区受疫情影响较大，疫情后已明显回升。 电动汽车的快速发展，带动了前三季度充换电服务业用电量同比增长71%3%。
四是城乡居民用电量增速偏低。 前三季度，城乡居民生活用电量为104万亿千瓦时，同比增长05%。其中，一、二、三季度分别同比增长。 6%、-0.5%，是去年同期（19.）的高基数。8%）是三季度居民用电量负增长的主要原因。从两年平均增速来看，前三季度城乡居民生活用电量两年平均增速为70%，其中，一、二、三季度两年平均增速分别为。 0% 和 94%。前三季度，共有12个省份城乡居民用电量同比出现负增长，其中重庆、上海、江苏、湖北、四川同比下降5%以上，三季度这些省份平均气温明显低于去年同期。
五是全国31个省份用电量正增长，西部、东部地区用电量增速相对领先。 前三季度，东、中、西、东北地区全社会用电量同比分别增长。 8% 和 48%。分省份来看，全国31个省份全社会用电量正增长，其中海南、内蒙古、青海4省用电量同比增速均超过10%。
数据**：国家能源局、中商产业研究院整理。
（2）电力生产
截至2024年9月底，我国全口径发电装机容量为279亿千瓦，同比增长123%。从不同类型的投资、发电装机容量增速和结构性变化来看，电力行业延续绿色低碳转型趋势。
一是电力投资增长较快，非化石能源发电投资占电力供应投资的近百分之九十。 前三季度，重点调查企业电力投入8826亿元，同比增长247%。分类型看，电源投资5538亿元，同比增长411%，其中非化石能源发电投资4920亿元，同比增长447%，占电源投资的88%8%。太阳能发电、核电、风电、火电、水电投资同比分别增长。 2% 和 97%。电网项目建设完成投资3287亿元，同比增长42%。
二是新增发电装机容量超过2亿千瓦，其中太阳能发电装机容量新增1亿多千瓦。 前三季度，全国新增发电装机容量为23亿千瓦，比去年同期增加11亿千瓦;其中，新增并网太阳能发电容量为13亿千瓦，比上年同期增加7633万千瓦，占新增发电总装机容量的57%0%。截至9月底，全国全口径发电装机容量为279亿千瓦;其中，非化石能源发电装机容量为146亿千瓦，占首机产能的52%4%，同比增加37个百分点。 就类型而言，水电42亿千瓦，其中抽水蓄能4969万千瓦;核电5676万千瓦;并网风电 40亿千瓦，其中陆上风电37亿千瓦和3189万千瓦海上风电;并网太阳能发电 52亿千瓦。 火力发电 137亿千瓦，其中11台为燃煤电5亿千瓦，同比增长35%，占总发电装机容量的41%3%，同比下降35个百分点;煤气和电力 12亿千瓦。
三是水电发电量同比下降较大，燃煤发电量占总发电量的比重保持在60%左右，充分发挥了保障供给的作用。 前三季度，全国规模以上电厂发电量为6座62万亿千瓦时，同比增长42%。前三季度，规模以上电厂水电量同比下降101%；年初主要水库蓄水不足，上半年降水量持续偏低，导致上半年规模以上电厂水电量同比下降22%9%，下半年以来降水情况有所好转，去年同期水电发电量同比增速回升至185% 和 392%。前三季度，规模以上电厂火电、核电发电量同比分别增长5个8% 和 60%。燃煤发电占总发电量的比重保持在60%左右，煤电仍是我国最重要的电力来源，充分发挥了保障供给的作用。
四是风电、火电、核电设备利用小时数同比增长。 前三季度，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时数为2716小时，同比减少83小时。 分类型看，水电2367小时，同比减少362小时，其中常规水电2585小时，同比减少383小时;抽水蓄能883小时，同比增加18小时。 火电3344小时，同比增加49小时;其中，燃煤发电3501小时，同比增加65小时;燃气及电力1,877小时，同比增加51小时。 核电5724小时，同比增加148小时。 风电并网1665小时，同比增加49小时。 太阳能发电并网小时数1017小时，同比减少45小时。
五是跨地区、跨省输电量同比快速增长。 前三季度，220 kV及以上新输电线路长度为2条270,000 公里;新建220kV及以上变电站（AC）156亿千伏安;新的直流变流器容量为1600万千瓦。 前三季度，全国完成跨地区送电6374亿千瓦时，同比增长111%。分分区域来看，华北地区发电量增加287%；东北地区向华北地区送出的电量增加了49个0%；中国的发电量增加了137%；西北地区电力输送量增加22%；西南地区送出电量同比增长42%；南部地区的发电量增加了143%。前三季度，全国跨省输电量为138万亿千瓦时，同比增长76%。其中，内蒙古送出2234亿千瓦时，占全国跨省用电量的16%1%，上升166%；前7个月，川滇地区送出电量同比下降，连续数月水情好转，川滇地区出力量同比大幅增长。
（三）全国电力供需情况
前三季度，电力系统运行安全稳定，电力供需总体平衡，夏季高峰期保障电力供应取得良好成效。 为应对今年夏季可能出现的缺电情况，相关部门和电力公司提前做好了充分准备，夏季高峰期全国电力供需形势总体平衡，各省电网未采取有序用电措施， 创造了近年来夏季高峰供电的最佳效果，为经济社会发展和人民美好生活提供了强有力的电力保障。
二、全国电力供需情况**
（1） 耗电量**
预计四季度用电量增速将高于三季度，全年增速将高于上年。 综合考虑宏观经济、上年基数等因素，根据不同方法对全社会用电量的结果，结合专家对电力供需形势分析的预测，预计2024年全社会用电量为92万亿千瓦时，同比增长约6%，高于2024年增速;其中，预计四季度用电量增速将超过7%，高于三季度增速。
（2） 电力***
预计全年新增发电和非化石能源发电装机规模将再创新高。 在新能源发电快速发展的带动下，预计2024年全国新增发电装机容量将历史首次突破3台0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量超过25亿千瓦。 预计到2024年底，全国发电装机容量将达到29亿千瓦，同比增长约13%。 非化石能源发电总装机容量155亿千瓦，占53约5%;其中，水电42亿千瓦，并网风电43亿千瓦，并网太阳能发电56亿千瓦，核电5846万千瓦，生物质发电约4500万千瓦。 到2024年底，并网风电、太阳能发电总装机容量达到10亿千瓦，占最大机组的三分之一以上，同比增长4个约5个百分点。
（3）电力供需情况**
预计冬季高峰期全国电力供需总体平衡将实现。 目前，动力煤库存整体处于历史同期较好水平，水电储存情况也好于去年同期。 通过充分发挥大电网资源的优化配置，进行盈亏互补，可以基本消除电力缺口。 如果出现持续大范围的极端寒潮和电力和燃料短缺等特殊情况，电力供需紧张的省份数量将增加。
三、相关建议
为保障今冬明春大电网安全稳定，守住民生用电底线，推动经济社会高质量发展，结合电力供需形势和行业发展趋势，提出以下建议：
（1）做好上下协调工作，确保今冬明春能源电力安全**
一是做好动力煤保障工作。 继续落实保障煤炭供应政策，加大先进煤炭产能释放力度保持煤炭进口政策稳定，延长煤炭零进口暂定税率实施期限，给予用煤企业稳定、长期的政策预期，夯实电力供应基础要做好港口库存和应急储备工作，确保动力煤价格稳定、优质、充足，电厂可用储煤天数始终符合国家供货要求。 研究完善动力煤中长期合同定价机制，调整现行中长期合同“单卡一致性”定价机制，明确遵循“优质高价、低质低价”原则，采用级差定价，形成提升动力煤质量的长效机制。 继续提供煤电保障供货贷款等金融优惠政策，支持煤电等重要能源领域融资成本持续降低。 对于运力紧张的电厂，我们会及时帮助协调，提前部署和启动东北、华北地区区域供热期的储煤。
二是搞好天然气储备、蓄水发电、风光资源。督促上游企业做好天然气储备工作，严格履行管道用气合同。 电力企业应根据平衡的需要，科学安排各电厂的月度和月内合同实施计划。制定天然气应急预案，以“压不保民”，全力保障民生用气。 要抓好水电蓄能发电，科学优化水电调度，积极采取多能互补等有效措施，充分发挥大水电峰值发电能力。 加强气象咨询分析，提高新能源发电预警的准确性。
三是加强供热设备治理，进一步推动热价政策调整。 抓住供热季前窗口期，全力推进老旧设备和管网治理，提高设备和管网可靠性。 在燃料方面，对供热机组给予一定的政策保障和优惠待遇。 加强国家层面对热价调整的指导，督促地方政府结合区域供热企业供热成本和运营情况，适时实施供热价格调整和补贴发放，加大对经营困难供热企业的补贴力度。 稳妥有序推进热电解耦合改造、储热调峰、热网热源改造等项目。
四是搞好机组发电保障工作。 加强机组管控，挖掘机组峰值潜力。 充分利用秋季用电负荷稳定的有利时机，有序开展机组检修，确保冬季高峰期供暖处于健康状态。 加强发电机组常态化管理，继续严格控制计划外停电和受阻出力规模，确保机组在用电高峰期能充分有效出力。
五是推动源网负荷储联供。 持续优化峰谷分时电价政策，全面推进居民峰谷电价，探索政策合力，最大限度调动负荷侧资源积极性。 加强电力负荷资源市场化管理，多渠道扩大需求响应补贴资金，挖掘需求侧资源潜力。 出台专项扶持政策，引导培育电动汽车、分布式储能等优质电力负荷资源参与需求响应。 明确各类市场主体责任，进一步理顺负荷管理衔接机制。
（二）坚持系统规划，做好新能源消纳与其他各类电源的协调发展
一是及时优化新能源发展的规模、布局和时机。 合理推进新能源建设进度。 加强新能源产业链供需监测，杜绝原材料无序恶性竞争，保障产业上下游有序发展。 加大区域可再生能源协同规划、协同开发、联合调度力度，充分发挥新能源在能源供给中的作用。
二是切实提升新能源消纳能力。 加快跨区、跨省特高压通道建设，提升东北、西北等电网区域新能源送电能力。 统筹新能源项目与配套电网项目协调发展，加快配电网改造，增加配电容量，保障分布式发电有效消纳。 完善绿证交易机制，畅通绿电、绿证采购渠道，扩大绿证和绿电交易规模，落实全社会共同推进能源转型责任。 加快出台大基数和沙格饥荒用能新机制政策。
三是提高储能有效利用率。 在推动新能源快速发展的情况下，结合当地消费形势、电网结构、负荷特性、供电结构、新能源发展等因素，科学计算确定新型储能的比例和规模，采用统一调度、共享利用的方式，最大限度地发挥储能在促进新能源消纳中的多重作用， 峰值调节和频率调节，以及功率支持。
（三）继续深化改革，充分发挥市场在保障电力供应中的重要作用
一是加快产能市场和配套服务市场建设，逐步建立用户侧参与市场机制。 加快制定和引入煤电“两段制”电价，因地制宜制定配套服务补偿标准，合理引导煤电成本，确保煤电机组峰值供电量和系统调节价值得到合理回报。加强优化辅助服务品种、扩大辅助服务主体、扩大辅助服务资源共享范围等研究，推动辅助服务收费向用户侧合理引导。 完善煤电跨省优先发电计划电价形成机制，建立健全用户侧参与市场机制，引导和鼓励用户侧资源提供电力平衡调节能力。
二是推动中长期分时交易。 建议进一步完善中长期“分时”机制，细化中长期“分时”相关机制设计，促进中长期交易与现货市场更好对接，实现对峰供单位和低谷用电用户的经济激励，满足中长期大规模新能源参与后各类市场主体的偏差功率调节需求市场。
三是完善市场交易机制，科学推动新能源、供热机组参与市场。 建立更适合新能源特点的电力市场机制，降低新能源发电企业年度签订中长期合同比例要求，放宽新能源项目参与市场交易或设定合理区间的价格限制，促进市场主体根据其固有生产特点参与市场。 建立在交易时机、粒度、频率等方面适应新能源发电特点，并可对接现货交易的中长期交易机制，从而保障新能源电力市场交易，将消费责任分解落实到所有用户，完善考核机制， 并刺激全社会对绿色电力的需求。落实国家可再生能源保量保价政策，保障新能源企业合理投资回报。
更多信息请参考中国商业产业研究院发布的《中国电力行业市场前景及投资机会研究报告》，中国商业产业研究院还提供工业大数据、产业情报、行业研究报告、行业经营计划书、可行性研究报告、园区产业规划、产业链投资地图、 产业投资指南、产业链投资考察推介会等服务。