理解电力供需形势是判断电价走势的前提。国泰君安研报数据显示，2024年中国电力消费维持强劲增长——1-9月全社会用电量7.4万亿千瓦时同比+7.9%，增速较2023年进一步加快。2024年夏季全国最大电力负荷达14.51亿千瓦创历史新高。然而，煤电装机增长极为缓慢（2024年前三季度仅新增12.1GW），新能源装机增长带来的系统平衡问题日益突出，电力供需偏紧格局仍在延续。预计迎峰度冬期间全国近十个省级电网电力供需形势偏紧。本文将深度解析当前电力供需格局、区域差异与演变趋势。
用电需求：2024年维持高增，最高负荷创14.51亿千瓦历史纪录
2024年中国电力消费延续2023年的强劲增长态势。2024年1-9月全社会用电量7.4万亿千瓦时，同比+7.9%，增速较2023年全年增速+1.2个百分点，显示出工业生产和居民生活用电需求的持续回暖。2024年夏季全国平均气温达1961年以来历史同期最高，全国最大电力负荷于7月24日攀升至14.51亿千瓦，创下历史新高，较2023年最大负荷增长超1亿千瓦。从区域看，长三角地区用电增速领先——2024年1-9月上海、江苏、浙江用电量同比分别+8.5%、+10.3%、+10.6%，均高于全国均值，反映出长三角制造业和服务业的强劲活力。
表：2024年1-9月各省用电量及装机增速对比| 省份 | 用电量同比 | 装机同比 | 差值（用电-装机） | 供需趋势 |
|---|
| 上海 | +8.5% | -1.0% | +9.5ppts | 显著趋紧 |
| 江苏 | +10.3% | +4.0% | +6.3ppts | 显著趋紧 |
| 浙江 | +10.6% | +5.3% | +5.3ppts | 显著趋紧 |
| 全国 | +7.9% | — | — | 总体偏紧 |
电力供给：煤电装机增长缓慢，新能源电量占比持续提升
电力供给端的结构性矛盾正在加剧。一方面，煤电装机增长极为缓慢——截至2024年9月末我国煤电装机容量1177GW，仅较2023年末新增12.1GW，增速远低于用电量增速。2024年1-9月煤电利用小时数3469小时，同比仅-32小时，仍处于2020年以来较高水平。另一方面，新能源装机占比迅速提升，但其电力支撑能力与常规电源存在较大差距：风电、光伏在晚高峰等关键时段的出力系数远低于煤电，且快速消耗电力系统原有的灵活调节资源，系统平衡和安全问题更加突出。2023年火电发电量占全社会用电量比例已降至67.6%，自2013年以来连续10年下降，但火电在电力安全保障中的“压舱石”作用短期内无法被替代。
迎峰度冬形势：近十个省级电网供需偏紧
中电联预计迎峰度冬期间全国电力供需形势总体紧平衡，华东、华中、西南、南方区域部分省级电网在用电高峰时段电力供需形势偏紧。复盘近年冬季保供形势：2022年迎峰度冬期间湖南、江西、广西及内蒙古西部等少数电网采取有序用电措施；2023年12月贵州、云南等少数省份电力供需形势紧张。冬季保供面临的风险点包括：寒潮天气导致负荷骤增、水电枯水期出力下降、新能源冬季出力偏低、煤电检修及燃料保障等。从2024年的情况看，在用电量高增而煤电装机增量有限的背景下，冬季保供压力并未实质缓解。国泰君安判断，冬季电力供需偏紧将成为未来3-5年的常态现象。
区域分化：长三角供需最紧，长协电价下行压力弱于全国
不同省份的电力供需形势差异极大。以“2024年1-9月用电量同比增速-2024年9月发电设备装机同比增速”作为衡量电力供需变化的参考指标，上海（+9.5ppts）、江苏（+6.3ppts）、浙江（+5.3ppts）位列全国前三，供需紧张程度最高。这三个省份合计用电量超1.3万亿千瓦时（占全国约18%），但装机增速远低于用电增速，电力缺口持续扩大。国泰君安预计，长三角地区2025年长协电价下行压力将显著弱于全国平均水平。其他用电增速高于装机增速的省份还包括安徽、福建、湖北等，这些区域的电力企业在2025年长协电价谈判中或具备更强的议价能力。
