2024年5月23日，国 (略) 发布《中国电力供需分析报告2024》（以下简称《报告》）。《报告》指出，2024年我国经济延续回升向好态势，电力装机、供应和需求保持较快增长，预计全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。

主要内容：

一是电力装机、供应和需求将保持较快增长。在电源装机方面，全年新投产装机容量比上年增长9.4%，规模再创历史新高。到2024年底，全国发电装机容量达到33.2亿千瓦，比上年增长13.7%，其中，新能源装机约18.7亿千瓦，占比约56%，太阳能装机占比超过四分之一；火电装机约14.5亿千瓦，占比约44%；青海、甘肃、河北、西藏、宁夏等12个省（区、市）的新能源装机规模将超过火电。在发电量方面，2024年，预计我国发电量将达到9.*亿千瓦时，火电作为主力电源，预计发电量为6.*亿千瓦时，占全国发电量的62.6%。新能源发电量保持快速增长的态势，预计2024年对全国发电量增长的贡献率达53.7%。在电力需求方面，2024年电力需求保持较快增长，全国全社会用电量将达到9.*亿千瓦时，比上年增长6.5%左右，其中，第二产业是拉动全社会用电量增长的主要动力，居民生活用电拉动作用较上年显著上升。分区域看，华东、华北、 (略) 区域是用电增长主要拉动区域。

(略) 场供需由相对宽松转向平衡偏紧，电煤供应面临压力。从供给侧来看，我国自产原煤供应量高位回落、同比持续减少，煤炭进口量增速放缓。今年1-4月份，全国生产原煤14.8亿吨，同比下降3.5%，全国23个产煤省中10个为负增长；进口量1.6亿吨，同比增长13.1%，增幅同比回落75.7个百分点，全社会总体供应量同比减少约2.1%。从需求侧来看，煤炭消费量稳步提升，一季度我国煤炭总消费量同比增加*吨、增幅5.3%，电力和化工成为推动煤炭消费增长的主要动力，其中，电力行业增加*吨、增幅4.9%，占总消费增量的56.5%；化工行业增加*吨，增幅30.7%；钢铁、建材行业降低*吨，降幅11.4%。随着原煤供给量与消费量的“一降一增”，推动我国煤炭整体库存量在五月初同比下降*吨。中电联预计，2024年迎峰度夏期间全国电力供需形势总体紧平衡，预计华东、华中、西南、华南等区域中有部 (略) 电力供应偏紧。在煤炭供应收缩的情况下，迎峰度夏期间电煤供应面临压力。

简要分析：

一是警惕新能源装机迅猛增长带来的消纳问题 (略) 安全运行之间的矛盾。一季度，我国增加了45.8GW太阳能产能和15.5GW风电产能，占总装机容量约37%的新能源（风电+太阳能）所发电量占总发电量比重仅为14%，发电量比重仅为装机容量比重的约1/3；而占总装机容量约47%的火电所发电量占总发电量的比重约为72%，发电量比重为装机容量比重的约1.5倍。可以看出，虽然新能源（风电+太阳能）装机容量在快速提升，但其发电消纳受制于发电稳定性、出力波动性、发展不均衡性等因素影响，增长并不明显，火电仍是我国电源的主力。当前，我国电力系统处于新旧动能转换调整期，一方面，虽然风电、太阳能装机规模在快速增长，但仍落后于激进的产能增加步伐，导致国内弃风弃光率仍在继续上升，2024年第一季度分别上升到4%和3.9%，同比分别上升2个百分点和0.7个百分点；另一方面，煤电在电力系统中的功能定位由承担基荷的主力电源逐步转变为以调节、兜底为主的电源，为做好与可再生能源发电互补，煤电需承担频繁的启停、调峰、调频、应急服务，供电煤耗增加，设备可靠性、机组经济性下降。如*千瓦的超临界机组负荷从100%降到50%，煤耗约上涨20克/千瓦时，如果负荷降到40%煤耗将上涨40克/千瓦时以上，且会对机组寿命产生较大负面影响。

二是警惕在煤炭供应收缩形势下的电煤供应保障。从煤炭供应保障上看，短期内供应增量承压。当前，在安全生产强监管、环保治理严要求、新旧产能接续问题突出、煤企经营压力持续增大等一系列因素下，造成国内自产煤产能释放持续回落。特别是正在开展的黄河流域生态治理，可能造成位于黄河流域1-1.5公里内的煤矿出现大范围停产现象，如山西地区黄河及支流一公里以内涉煤产业已于五月份全部停产整改，影响煤炭产能在*吨以上，且由于未下达整改验收标准，预计影响时间在1-2个月。加之4月份以来亚洲国家印度、越南、菲律宾等遭遇极端高温带动国际煤炭需求快速增长，石油价格整体上涨支撑国际煤价坚挺，在此情况下，我国煤炭进口增量也面临压力。从中长协兑现上看，电煤保障仍需重点关注。《报告》预计2024年我国火力发电量将达到6.*亿千瓦时，同比增长约1.5%。预计2024年我国电煤总耗量约26.3亿吨，2024年我国电煤中长协签约数量和兑现率要求适当放宽，电企签约需求量（扣除进口煤量）比例下限调至80%（2023年为100%），月度和季度兑现率下限分别降至80%和90%（2023年均为100%）。估算2024年我国电煤中长协签订量约为20.8亿吨（按照2023年26亿吨保供任务目标的80%计算），月均供应量在1.73亿吨。按照2023年6-8月迎峰度夏期间电煤月均耗量约为2.35亿吨、月均进口量约为*吨计算，长协煤和进口煤占迎峰度夏期间电厂总耗量的87%，每月仍有至少13%的煤炭（约*吨）需 (略) 场化采购。

三是警惕极端灾害天气频发加剧迎峰度夏能源供需矛盾。中电联预计，气候正常情况下2024年迎峰度夏全国统调最高用电负荷将达14.5亿千瓦左右，比2023年增加1亿千瓦，相当于国内电力总装机规模29.9亿千瓦的近50%，顶峰用电保障难度较大。特别是结合气象和地震等部门的综合研判，在今年4-9月份汛期，全国气候状况总体偏差，极端天气事件偏多，旱涝并发、涝重于旱；全年登*我国的台风个数接近常年，总体强度偏强；地质灾害总体趋势较近五年平均水平偏高或接近。极端、灾害性天气频发将严重影响能源供给效率，不仅会在短时间内引起负荷激增，还会加深对能源资源生产、运输、存储和分配的影响，导致煤炭供应困难和电力供需失衡，这将进一步加剧迎峰度夏能源供需矛盾。

相关建议：

一是稳步推进煤电由“主力电源”向“主力电源与服务电源并重”转变。在新能源电力比例提高的同时，确保煤电装机容量配备合理，在电力短缺时期调得动、用得上、顶得住。理顺煤炭、电力体制关系， (略) 场化煤电联动机制，探索电价改革，促进煤炭成本合理反映到电力价格当中，引导煤炭供需平衡。适应煤电向服务电源转变要求，优化容量电价机制，弥补煤电收益，保障煤电行业健康可持续发展。

二是健全适应新能源发展的电力机制。妥善解决新能源电源投资、价格机制、市场建设、通道建设等问题，夯实电力结构转型基础。理顺绿电、 (略) 场等之间关系， (略) (略) 场衔接，提升绿证交易活跃度，鼓励发展较快地区更多消费绿证以完成绿电消纳任务。进一步完善新能源电力跨区消纳机制，改变当前新能源电力供应地区内消纳权重明显高于区外的情况，促进消纳权重向电力消费地倾斜。

三是多措并举保障迎峰度夏期间电煤供应。在保证安全环保的前提下，鼓励主要产煤区稳产增产，加强对重点煤企的生产督导。进一步优化煤矿安全环保检查整改和隐患排查调查相关制度办法，实现“安全环保”和“煤炭兜底”双保障。着力解决老矿区、老企业发展中的问题与难点，实现降本增效和安全生产、有序退出和资源接续相结合。在华东、华南沿海加快建设国家级进口煤储备基地，并形成沿江、沿铁向中部、西南延伸的运输通道，平抑进口煤季节性波动，发挥好进口煤补充作用。

2024年5月23日，国 (略) 发布《中国电力供需分析报告2024》（以下简称《报告》）。《报告》指出，2024年我国经济延续回升向好态势，电力装机、供应和需求保持较快增长，预计全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。

主要内容：

一是电力装机、供应和需求将保持较快增长。在电源装机方面，全年新投产装机容量比上年增长9.4%，规模再创历史新高。到2024年底，全国发电装机容量达到33.2亿千瓦，比上年增长13.7%，其中，新能源装机约18.7亿千瓦，占比约56%，太阳能装机占比超过四分之一；火电装机约14.5亿千瓦，占比约44%；青海、甘肃、河北、西藏、宁夏等12个省（区、市）的新能源装机规模将超过火电。在发电量方面，2024年，预计我国发电量将达到9.*亿千瓦时，火电作为主力电源，预计发电量为6.*亿千瓦时，占全国发电量的62.6%。新能源发电量保持快速增长的态势，预计2024年对全国发电量增长的贡献率达53.7%。在电力需求方面，2024年电力需求保持较快增长，全国全社会用电量将达到9.*亿千瓦时，比上年增长6.5%左右，其中，第二产业是拉动全社会用电量增长的主要动力，居民生活用电拉动作用较上年显著上升。分区域看，华东、华北、 (略) 区域是用电增长主要拉动区域。

(略) 场供需由相对宽松转向平衡偏紧，电煤供应面临压力。从供给侧来看，我国自产原煤供应量高位回落、同比持续减少，煤炭进口量增速放缓。今年1-4月份，全国生产原煤14.8亿吨，同比下降3.5%，全国23个产煤省中10个为负增长；进口量1.6亿吨，同比增长13.1%，增幅同比回落75.7个百分点，全社会总体供应量同比减少约2.1%。从需求侧来看，煤炭消费量稳步提升，一季度我国煤炭总消费量同比增加*吨、增幅5.3%，电力和化工成为推动煤炭消费增长的主要动力，其中，电力行业增加*吨、增幅4.9%，占总消费增量的56.5%；化工行业增加*吨，增幅30.7%；钢铁、建材行业降低*吨，降幅11.4%。随着原煤供给量与消费量的“一降一增”，推动我国煤炭整体库存量在五月初同比下降*吨。中电联预计，2024年迎峰度夏期间全国电力供需形势总体紧平衡，预计华东、华中、西南、华南等区域中有部 (略) 电力供应偏紧。在煤炭供应收缩的情况下，迎峰度夏期间电煤供应面临压力。

简要分析：

一是警惕新能源装机迅猛增长带来的消纳问题 (略) 安全运行之间的矛盾。一季度，我国增加了45.8GW太阳能产能和15.5GW风电产能，占总装机容量约37%的新能源（风电+太阳能）所发电量占总发电量比重仅为14%，发电量比重仅为装机容量比重的约1/3；而占总装机容量约47%的火电所发电量占总发电量的比重约为72%，发电量比重为装机容量比重的约1.5倍。可以看出，虽然新能源（风电+太阳能）装机容量在快速提升，但其发电消纳受制于发电稳定性、出力波动性、发展不均衡性等因素影响，增长并不明显，火电仍是我国电源的主力。当前，我国电力系统处于新旧动能转换调整期，一方面，虽然风电、太阳能装机规模在快速增长，但仍落后于激进的产能增加步伐，导致国内弃风弃光率仍在继续上升，2024年第一季度分别上升到4%和3.9%，同比分别上升2个百分点和0.7个百分点；另一方面，煤电在电力系统中的功能定位由承担基荷的主力电源逐步转变为以调节、兜底为主的电源，为做好与可再生能源发电互补，煤电需承担频繁的启停、调峰、调频、应急服务，供电煤耗增加，设备可靠性、机组经济性下降。如*千瓦的超临界机组负荷从100%降到50%，煤耗约上涨20克/千瓦时，如果负荷降到40%煤耗将上涨40克/千瓦时以上，且会对机组寿命产生较大负面影响。

二是警惕在煤炭供应收缩形势下的电煤供应保障。从煤炭供应保障上看，短期内供应增量承压。当前，在安全生产强监管、环保治理严要求、新旧产能接续问题突出、煤企经营压力持续增大等一系列因素下，造成国内自产煤产能释放持续回落。特别是正在开展的黄河流域生态治理，可能造成位于黄河流域1-1.5公里内的煤矿出现大范围停产现象，如山西地区黄河及支流一公里以内涉煤产业已于五月份全部停产整改，影响煤炭产能在*吨以上，且由于未下达整改验收标准，预计影响时间在1-2个月。加之4月份以来亚洲国家印度、越南、菲律宾等遭遇极端高温带动国际煤炭需求快速增长，石油价格整体上涨支撑国际煤价坚挺，在此情况下，我国煤炭进口增量也面临压力。从中长协兑现上看，电煤保障仍需重点关注。《报告》预计2024年我国火力发电量将达到6.*亿千瓦时，同比增长约1.5%。预计2024年我国电煤总耗量约26.3亿吨，2024年我国电煤中长协签约数量和兑现率要求适当放宽，电企签约需求量（扣除进口煤量）比例下限调至80%（2023年为100%），月度和季度兑现率下限分别降至80%和90%（2023年均为100%）。估算2024年我国电煤中长协签订量约为20.8亿吨（按照2023年26亿吨保供任务目标的80%计算），月均供应量在1.73亿吨。按照2023年6-8月迎峰度夏期间电煤月均耗量约为2.35亿吨、月均进口量约为*吨计算，长协煤和进口煤占迎峰度夏期间电厂总耗量的87%，每月仍有至少13%的煤炭（约*吨）需 (略) 场化采购。

三是警惕极端灾害天气频发加剧迎峰度夏能源供需矛盾。中电联预计，气候正常情况下2024年迎峰度夏全国统调最高用电负荷将达14.5亿千瓦左右，比2023年增加1亿千瓦，相当于国内电力总装机规模29.9亿千瓦的近50%，顶峰用电保障难度较大。特别是结合气象和地震等部门的综合研判，在今年4-9月份汛期，全国气候状况总体偏差，极端天气事件偏多，旱涝并发、涝重于旱；全年登*我国的台风个数接近常年，总体强度偏强；地质灾害总体趋势较近五年平均水平偏高或接近。极端、灾害性天气频发将严重影响能源供给效率，不仅会在短时间内引起负荷激增，还会加深对能源资源生产、运输、存储和分配的影响，导致煤炭供应困难和电力供需失衡，这将进一步加剧迎峰度夏能源供需矛盾。

相关建议：

一是稳步推进煤电由“主力电源”向“主力电源与服务电源并重”转变。在新能源电力比例提高的同时，确保煤电装机容量配备合理，在电力短缺时期调得动、用得上、顶得住。理顺煤炭、电力体制关系， (略) 场化煤电联动机制，探索电价改革，促进煤炭成本合理反映到电力价格当中，引导煤炭供需平衡。适应煤电向服务电源转变要求，优化容量电价机制，弥补煤电收益，保障煤电行业健康可持续发展。

二是健全适应新能源发展的电力机制。妥善解决新能源电源投资、价格机制、市场建设、通道建设等问题，夯实电力结构转型基础。理顺绿电、 (略) 场等之间关系， (略) (略) 场衔接，提升绿证交易活跃度，鼓励发展较快地区更多消费绿证以完成绿电消纳任务。进一步完善新能源电力跨区消纳机制，改变当前新能源电力供应地区内消纳权重明显高于区外的情况，促进消纳权重向电力消费地倾斜。

三是多措并举保障迎峰度夏期间电煤供应。在保证安全环保的前提下，鼓励主要产煤区稳产增产，加强对重点煤企的生产督导。进一步优化煤矿安全环保检查整改和隐患排查调查相关制度办法，实现“安全环保”和“煤炭兜底”双保障。着力解决老矿区、老企业发展中的问题与难点，实现降本增效和安全生产、有序退出和资源接续相结合。在华东、华南沿海加快建设国家级进口煤储备基地，并形成沿江、沿铁向中部、西南延伸的运输通道，平抑进口煤季节性波动，发挥好进口煤补充作用。