中电联：2024年全国电力供需将呈现总体紧平衡态势

近日，中电联发布的《2023—2024年度全国电力供需形势分析预测报告》（以下简称《报告》）对我国未来的电力消费和供应趋势进行了深入剖析。《报告》指出，在宏观经济平稳增长和终端用能电气化持续推进的大背景下，2024年我国电力消费预计将保持稳步增长态势。为应对这一趋势带来的挑战与机遇，中电联强调必须采取有效措施，确保电力系统的安全稳定运行，坚决守住民生用电底线，以推动经济社会的高质量发展。

在电力消费预测方面，《报告》综合考虑了宏观经济、终端用能电气化等因素，运用不同预测方法对全社会用电量的预测得出结论：预计2024年全年全社会用电量将达9.8万亿千瓦时，比2023年增长6%左右。同时，全国统调最高用电负荷预计将达到14.5亿千瓦，较2023年增加约1亿千瓦。

在电力供应预测方面，《报告》预测2024年新投产发电装机规模将再次突破3亿千瓦。值得一提的是，新能源发电的累计装机规模将首次超越煤电装机规模，这标志着我国能源结构正逐步向清洁、低碳方向转型。

在新能源发电持续快速发展的带动下，预计到2024年底，全国发电装机容量将达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。其中，火电装机容量将达14.6亿千瓦，煤电装机容量将达12亿千瓦左右，占总装机比重将降至37%。而非化石能源发电装机将合计达到18.6亿千瓦，占总装机的比重将上升至57%左右；其中，并网风电装机容量将达5.3亿千瓦，并网太阳能发电装机容量将达7.8亿千瓦，并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右。这一变化不仅展示了我国能源转型的显著成果，也对部分地区的新能源消纳能力提出了新的挑战。

可以看到，电力供应和需求，以及气候的不确定性等多方面因素交织叠加，为电力供需形势带来不确定性。中电联在综合考虑了电力消费需求的增长、电源投产等多方面情况后，预计2024年全国电力供需将呈现总体紧平衡态势。特别是在迎峰度夏和迎峰度冬这两个关键时期，即便有跨省跨区的电力互济作为支撑，华北、华东、华中、西南及南方等区域中的部分省级电网仍将面临电力供应的偏紧局面，部分时段甚至需要采取需求侧响应等措施以应对。

面对这样的形势，中电联着重指出，随着我国宏观经济与电力消费的持续增长，2024年的电力保供任务将更为艰巨。为确保春季及未来电力系统的稳定供应，大电网的安全运行，以及民生用电需求的满足，进而助推经济社会的高质量发展，我们必须紧密结合当前的电力供需形势和行业动态，从电力安全供应、市场化电价体系的建立健全，以及新型电力系统建设的推进这三大方面入手，采取有力措施，积极应对挑战。

在做好电力安全供应工作方面，一是做好一次能源跟踪监测、负荷预警和灾害应急机制建设。加强来水、风、光跟踪监测,提升预报准确性；加强煤炭、油气等能源供耗存监测；滚动开展用电负荷预测及预警。建立健全电力气象灾害监测系统，完善微气象、覆冰等在线监测装置部署，加强极端天气对电网影响灾害研判预警。

二是统筹做好源网规划建设。分析电力送受端不同地区的网源投资合理比例，统筹推进电网电源建设，避免由于网源建设不协同引起大规模弃能。补强电网抵御自然灾害的薄弱环节，提升电网设备防灾能力。加快农村电网巩固提升工程，支撑农村可再生能源开发。

三是提升电源供应能力。做好一次燃料供应保障，继续执行煤炭保供政策，加大煤炭先进产能释放力度，巩固电力保供基础。推动纳入规划的电源按时投产，同时做好并网服务，确保常规电源应并尽并，强化机组运行维护，严格非计划停运和出力受阻管理，挖掘机组顶峰潜力。

四是挖掘输电通道能力。加强跨省跨区电力余缺互济，优化跨省区电力调配机制，做好中长期、现货、应急调度的衔接。用足用好跨省跨区输电通道，做到资源互补、时空互济、市场互惠。充分发挥配套电源的调节能力，允许配套电源富余能力在更大范围内进行市场化配置。

五是拓宽需求侧响应覆盖范围。按照“谁承担谁受益”的原则，拓宽资金渠道，优化调整市场分担费用和运行费用等相关政策措施，形成合理的需求响应市场化补偿机制。进一步完善电价体系，细化峰期、谷期电价时段，增加较小时间尺度的分时电价，引导和激发用户错峰用电的积极性。适当降低负荷聚合商的准入门槛。

在加快建立健全市场化电价体系方面，一是落实好煤电“两部制”电价政策。建议各省份尽快出台煤电容量电价实施细则，稳定煤电企业固定成本回收预期，推动煤电机组进行必要的投资和改造。加强对各地落实煤电电价政策监管，建立健全跨省跨区容量电价分摊机制，推动跨省跨区中长期交易的签约履约，保障电力供应基本盘。

二是加快完善新能源参与市场交易电价机制。增加新能源发电调整合同的机会，缩短交易周期，提高交易频率。允许不同电源品种之间自由转让市场合同，增加市场合同的流通性。新能源优先发电计划应转为政府授权合约机制，保障新能源企业合理收益。各地结合实际情况，开展用户峰谷电价的时段调整，挖掘午间用电需求。

三是加快推进绿色电力市场建设。加快推进绿证交易方法及实施细则出台，丰富绿证应用场景。逐步将分布式发电、生物质发电等形式的可再生能源纳入绿电供应体系，进一步扩大绿电供应规模。加快培育绿电消费市场，完善绿证交易机制，畅通购买绿电和绿证的渠道，落实全社会共同推动能源转型的责任。

在加快推动新型电力系统建设方面，一是加强新型电力系统顶层设计。坚持系统观念，加强对新型电力系统的源网荷储统筹规划和建设。统筹优化电力系统发展规划，加强电力规划与其他专项规划的指导与衔接作用。完善构建新型电力系统的相关配套政策，从市场机制建设、技术创新、示范推广等多方面统筹推进。

二是统筹推进新能源大基地建设。强化新能源基地、支撑性电源和输送通道同步规划设计和同步运行，保障大基地按期投产，积极推动绿色清洁电力消纳。加强指导地方政府解决非技术成本不断攀升问题，加大对土地价格、配套产业等限制性政策的监督，在大基地建设用地、用林、用草和用水等手续办理上开设绿色通道。

三是统筹提升电力系统调节能力。加大政策支持力度，持续推进煤电“三改联动”及支撑性调节性煤电的建设，提升电力系统应急保障和调峰能力。完善峰谷电价，积极推动完善新型储能参与市场机制。加快抽水蓄能电站建设及改造，加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位，推动电站平等参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场交易。

四是推动电力领域科技创新。加强新型电力系统基础理论研究，推动能源电力技术研发与应用向数字化、智能化和绿色化转型。深入研究适应大规模高比例新能源友好并网的先进电网和储能等新型电力系统支撑技术，开展高比例新能源和高比例电力电子装备接入电网稳定运行控制技术研究。（杨  歌）