1、国电电力
2024年前三季度，国电电力合并报表口径完成发电量3468.82亿千瓦时，上网电量3296.95亿千瓦时，较上年同期分别增长2.39%和2.52%；按照可比口径（剔除去年三季度国电建投内蒙古能源有限公司电量影响，下同）较上年同期分别增长2.71%和2.83%；参与市场化交易电量占上网电量的91.49%；平均上网电价428.17元/千千瓦时。
2024年前三季度，受全社会用电需求增加、水电来水同比增加、新能源装机增长，以及转让国电建投内蒙古能源有限公司50%股权等因素影响，公司火电发电量同比下降，水电、新能源发电量同比增长。
截至2024年9月30日，公司合并报表口径控股装机容量10806.33万千瓦，其中：火电7196.90万千瓦，水电1495.06万千瓦，风电953.23万千瓦，光伏1161.14万千瓦。2024年前三季度，公司新能源控股装机容量增加330.86万千瓦。
2、长源电力
2024年1-9月，长源电力累计完成发电量297.87亿千瓦时，同比增长22.08%。其中火电累计发电量同比增长22.48%，水电累计发电量同比降低16.85%，新能源累计发电量同比增长58.63%。
3、龙源电力
截至2024年9月30日，龙源电力2024年累计完成发电量56,846,592兆瓦时，较2023年同期同比增长2.42%。其中，风电发电量下降1.82%，火电发电量下降6.32%，其他可再生能源发电量增长82.76%。
4、中国神华
2024年9月，中国神华总发电量219.8亿千瓦时，同比增长32.9%；总售电量207.7亿千瓦时，同比增长33.7%。
2024年1-9月，中国神华总发电量1681.4亿千瓦时，同比增长7.6%；总售电量1582.7亿千瓦时，同比增长7.8%。
5、上海电力
2024年1-9月，上海电力完成合并口径发电量590.01亿千瓦时，同比上升5.15%，其中煤电完成395.27亿千瓦时，同比上升0.11%，气电完成72.62亿千瓦时，同比上升33.40%，风电完成72.23亿千瓦时，同比上升5.71%，光伏发电完成49.89亿千瓦时，同比上升14.67%；上网电量564.44亿千瓦时，同比上升5.18%；上网电价均价（含税）0.61元/千瓦时。
2024年1-9月，公司市场交易结算电量401.47亿千瓦时。其中直供交易电量（双边、平台竞价）270.17亿千瓦时，跨省区交易电量和发电权交易（合同替代、转让）等3.89亿千瓦时，电网代购电量116.10亿千瓦时，现货交易电量11.31亿千瓦时。
公司发电量上升的主要原因是：清洁能源发电装机规模和发电量实现增长。
截至2024年9月底，公司控股装机容量为2287.84万千瓦，清洁能源占装机规模的56.96%，其中：煤电984.80万千瓦、占比43.04%，气电362.02万千瓦、占比15.82%，风电386.61万千瓦、占比16.91%，光伏发电554.41万千瓦、占比24.23%。
6、中国电力
2024年9月，中国电力总售电量106.97亿千瓦时，同比增长34.99%；其中，水电总售电量10亿千瓦时，同比降低13.17%；风电总售电量19.8亿千瓦时，同比增长75.52%；光伏总售电量19.1亿千瓦时，同比增长76.27%；煤电总售电量55.29亿千瓦时，同比增长30.26%；气电总售电量1.69亿千瓦时，同比降低14.07%。
2024年1-9月，中国电力总售电量984.7亿千瓦时，同比增长31.63%；其中，水电总售电量159.78亿千瓦时，同比增长73.11%；风电总售电量188.55亿千瓦时，同比增长59.43%；光伏总售电量182.86亿千瓦时，同比增长90.81%；煤电总售电量424.56亿千瓦时，同比增长1.89%；气电总售电量16.08亿千瓦时，同比增长5.77%。
7、华能国际
2024年第三季度，华能国际中国境内各运行电厂按合并报表口径完成上网电量1,305.62亿千瓦时，同比增长3.43%。其中，煤电上网电量1,077.04亿千瓦时，同比降低0.29%；气电上网电量88.03亿千瓦时，同比增长8.69%；风电上网电量79.51亿千瓦时，同比增长25.65%；光伏上网电量56.85亿千瓦时，同比增长71.06%；水电上网电量3.16亿千瓦时，同比增长12.64%；生物质发电上网电量1.03亿千瓦时，同比降低45.19%。
2024年前三季度，公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量3,412.40亿千瓦时，同比增长1.14%。其中，煤电上网电量2,781.04亿千瓦时，同比降低2.09%；气电上网电量211.37亿千瓦时，同比增长0.82%；风电上网电量268.30亿千瓦时，同比增长16.12%；光伏上网电量138.84亿千瓦时，同比增长72.92%；水电总发电量8.16亿千瓦时，同比增长34.19%；生物质发电上网电量4.70亿千瓦时，同比降低26.98%。
2024年前三季度公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为496.27元/兆瓦时，同比下降2.63%。2024年前三季度，公司市场化交易电量比例为87.06%，比去年同期下降1.47个百分点。
公司电量增长的主要原因是：迎峰度夏期间，社会用电需求同比增加，局部地区个别时段电力供应紧张，公司火电机组发挥支撑保障作用，三季度火电电量同比略有增长，促进火电累计电量降幅收窄。公司持续推进绿色低碳转型，前三季度，风电和光伏装机容量持续增长，新能源电量同比快速增加，助力公司前三季度整体上网电量实现同比增长。
截至2024年9月30日，华能国际可控发电装机容量为14071.1万千瓦。2024年1-9月，华能国际新增可控发电装机容量527.858万千瓦，其中新增火电装机5.8万千瓦，新增风电装机146.745万千瓦，新增光伏装机375.313万千瓦。
8、华能水电
截至2024年9月30日，华能水电2024年前三季度完成发电量860.26亿千瓦时，同比增加3.82%，上网电量852.43亿千瓦时，同比增加3.80%。
2024年前三季度发电量同比增加的主要原因：一是新能源装机大规模提升，新能源发电量同比大幅增加。二是截至9月末，澜沧江流域乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏丰5%、3.6%和8.5%。三是云南省内用电需求同比增加，西电东送电量持续增加。
9、内蒙华电
公司2024年前三季度完成发电量451.03亿千瓦时，较上年同期下降1.77%；完成上网电量417.82亿千瓦时，较上年同期下降1.85%。
2024年前三季度，公司市场化交易电量407.82亿千瓦时，占上网电量比例为97.61%。
2024年前三季度，实现平均售电单价334.78元/千千瓦时（不含税），同比降低11.93元/千千瓦时（不含税），同比下降3.44%。
10、华电国际
2024年前三季度，华电国际累计完成发电量1,684.59亿千瓦时，较上年同期下降约2.46%；完成上网电量1,577.21亿千瓦时，较上年同期下降约2.52%。
2024年前三季度发电量及上网电量下降的主要原因是水电发电量增长挤占本公司煤电机组上网电量空间。2024年前三季度，本集团的平均上网电价约为人民币510.46元/兆瓦时，较上年同期下降约1.46%。
11、大唐发电
截至2024年9月30日，大唐发电累计完成上网电量约2,021.186亿千瓦时，同比上升约4.10%，其中，煤机上网电量1,446.284亿千瓦时，同比增长0.07%；燃机上网电量154.910亿千瓦时，同比增长3.40%；水电上网电量256.655亿千瓦时，同比增长17.70%；风电上网电量119.694亿千瓦时，同比增长20.81%；光伏上网电量43.642亿千瓦时，同比增长48.04%。
大唐发电上网电量变化的主要原因是：
1.受全社会用电需求同比增加以及高温天气影响，公司前三季度火电上网电量同比上升；
2.前三季度，公司水电区域来水较同期偏多，水电上网电量同比增长明显；
3.公司新能源装机容量持续增加，风电、光伏机组上网电量增速较快，公司新能源机组前三季度上网电量增幅较大。
截至2024年9月30日，本公司平均上网电价为人民币449.6元/兆瓦时（含税），同比下降约3.98%。2024年前三季度，公司市场化交易电量约1877.37亿千瓦时，所占比例约为92.88%。
12、桂冠电力
截至2024年9月30日，广西桂冠电力股份有限公司直属及控股公司电厂累计完成发电量277.21亿千瓦时，同比增长26.80%。其中：水电230.92亿千瓦时，同比增长38.41%；火电22.72亿千瓦时，同比下降34.32%；风电15.62亿千瓦时，同比增长15.70%；光伏7.95亿千瓦时，同比增长115.45%。
2024年前三季度公司发电量同比增长的主要原因是：公司骨干电厂所在的红水河流域，来水同比增长，发电量同比增长。公司位于贵州、四川、云南的水电站也因所在区域来水同比有所增长，发电量相应增长。
13、大唐新能源
2024年9月，大唐新能源完成发电量2,371,174兆瓦时，较2023年同比增加24.51%。其中，完成风电发电量2,096,315兆瓦时，较2023年同比增加23.69%；光伏发电量274,859兆瓦时，较2023年同比增加31.12%。
2024年1-9月，大唐新能源累计完成发电量23,182,837兆瓦时，较2023年同比增加1.55%。其中，完成风电发电量20,335,189兆瓦时，较2023年同比减少3.11%；光伏发电量2,847,648兆瓦时，较2023年同比增加54.67%。
14、长江电力
2024年前三季度，长江电力境内所属六座梯级电站总发电量约2358.14亿千瓦时，较上年同期增加15.97%。其中，2024年第三季度公司境内所属六座梯级电站总发电量约1151.96亿千瓦时，较上年同期增加15.05%。
根据公司初步统计，2024年前三季度，乌东德水库来水总量约888.52亿立方米，较上年同期偏丰12.56%；三峡水库来水总量约3131.10亿立方米，较上年同期偏丰20.26%。
15、湖北能源
2024年9月，湖北能源完成发电量39.81亿千瓦时，同比增加26.70%。其中水电发电量同比减少73.78%，火电发电量同比增加111.63%，新能源发电量同比增加55.48%。
2024年1-9月，湖北能源累计完成发电量338.14亿千瓦时，同比增加26.71%。其中水电发电量同比增加27.22%，火电发电量同比增加24.61%，新能源发电量同比增加34.29%。
16、三峡能源
2024年第三季度，三峡能源总发电量164.87亿千瓦时，较上年同期增长38.05%。其中，风电完成发电量91.78亿千瓦时，较上年同期增长24.08%（陆上风电完成发电量62.12亿千瓦时，较上年同期增长19.46%，海上风电完成发电量29.66亿千瓦时，较上年同期增长35.00%）；太阳能完成发电量67.75亿千瓦时，较上年同期增长62.74%；水电完成发电量3.64亿千瓦时，较上年同期增长0.83%；独立储能完成发电量1.70亿千瓦时，较上年同期增长672.73%。
2024年前三季度，三峡能源累计总发电量526.05亿千瓦时，较上年同期增长31.40%。其中，风电完成发电量322.35亿千瓦时，较上年同期增长15.22%（陆上风电完成发电量214.22亿千瓦时，较上年同期增长10.55%，海上风电完成发电量108.13亿千瓦时，较上年同期增长25.73%）；太阳能完成发电量193.93亿千瓦时，较上年同期增长69.43%；水电完成发电量6.22亿千瓦时，较上年同期增长10.48%；独立储能完成发电量3.55亿千瓦时，较上年同期增长655.32%。
17、中国广核
2024年1月至9月份，中国广核运营管理的核电机组总发电量约为1,780.69亿千瓦时，较去年同期增长4.93%。总上网电量约为1,668.90亿千瓦时，较去年同期增长4.97%。
截至2024年9月30日，本集团共管理16台已核准待FCD及在建核电机组（包括本公司控股股东委托本公司管理的8台机组），1台处于调试阶段，4台处于设备安装阶段，2台处于土建施工阶段，9台处于FCD准备阶段。在建机组的建设进展详见下表：
18、中广核新能源
2024年9月，中广核新能源完成发电量1,593.9吉瓦时，较2023年同比增加30.9%。其中，中国风电项目增加50.2%，中国太阳能项目增加25.6%，中国热电联產及燃气项目减少5.9%，中国水电项目增加19.9%及韩国项目增加10.4%。
2024年1-9月，中广核新能源累计完成发电量14,652.8吉瓦时，比2023年同比增加1.4%。其中，中国风电项目减少0.1%，中国太阳能项目增加26.4%，中国热电联產及燃气项目增加12.3%，中国水电项目增加22.3%及韩国项目减少4.3%。
19、中国核电
截止2024年9月30日，中国核电控股核电在运机组25台，装机容量2,375.00万千瓦；控股核电在建及核准待建机组18台，装机容量2,064.10万千瓦。公司控股新能源在运装机容量2,414.70万千瓦，包括风电783.12万千瓦、光伏1,631.58万千瓦，另控股独立储能电站132.90万千瓦；控股新能源在建装机容量1,504.52万千瓦，包括风电319.77万千瓦，光伏1,184.75万千瓦。
截至2024年9月30日，中国核电前三季度累计商运发电量为1,603.88亿千瓦时，同比增长2.70%；上网电量为1,511.21亿千瓦时，同比增长2.92%。
核电部分
截止2024年9月30日，中国核电核电机组发电量1,356.38亿千瓦时，同比下降2.74%；上网电量累计为1,267.83亿千瓦时，同比下降2.79%；发电量和上网电量均符合年度计划安排。
新能源部分
截止2024年9月30日，中国核电新能源机组发电量为247.50亿千瓦时，同比增长48.19%，其中：光伏发电量136.41亿千瓦时，同比增长50.10%，风力发电量111.09亿千瓦时，同比增长45.91%。新能源上网电量243.38亿千瓦时，同比增长48.21%。主要原因为新能源装机较去年同期增加，导致发电量有所增加。
20、节能风电
截至2024年9月30日，节能风电累计完成发电量919,038万千瓦时，较上年同期增长1.37%。
21、华润电力
2024年9月，华润电力附属电厂售电量达到18,646,635兆瓦时，同比增加了24.3%，其中，附属风电场售电量达到3,558,710兆瓦时，同比增加了52.6%；附属光伏电站售电量达到616,065兆瓦时，同比增加了97.6%。
2024年1-9月，华润电力附属电厂累计售电量达到154,312,404兆瓦时，同比增加了7.8%，其中，附属风电场累计售电量达到32,062,985兆瓦时，同比增加了12.1%；附属光伏电站累计售电量达到5,245,740兆瓦时，同比增加了165.2%。
22、国投电力
2024年7-9月，国投电力境内控股企业累计完成发电量559.13亿千瓦时，上网电量546.50亿千瓦时，与去年同期相比分别增加12.46%和12.79%。
2024年1-9月，公司境内控股企业累计完成发电量1332.77亿千瓦时，上网电量1299.09亿千瓦时，与去年同期相比分别增加10.14%和10.36%。
2024年7-9月,国投电力境内控股企业平均上网电价0.336元/千瓦时,与去年同期相比减少5.62%。
2024年1-9月,公司境内控股企业平均上网电价0.360元/千瓦时,与去年同期相比减少4.00%。
2024年1-9月份境内电厂发电量同比变动情况说明：
1.水电发电量同比增加的主要原因为：受各水电站流域来水偏丰影响，发电量同比增加。
2.火电福建火电企业发电量增加的主要原因为：福建省社会用电量以及外送电量增加；广西、贵州火电企业发电量下降的主要原因为：区域来水偏丰，挤压了火电发电空间；国投钦州二电2台66万机组分别于2023年12月、2024年4月投产发电，增加发电量。
3.风电发电量同比增加的主要原因为：陆续投产多个风电项目。
4.光伏发电量同比增加的主要原因为：陆续投产多个光伏项目。
2024年1-9月份境内电厂平均上网电价同比变动情况说明:受结算价格及结算周期影响，各电厂上网电价有所波动。其中：火电电价执行“电量电价+容量电价”的两部制电价，电价较同期下降；小三峡电价较同期下降主要为现货交易价格波动；光伏电价较同期下降主要为公司新投产机组为平价上网项目以及峰谷分时电价影响。
此外，杨房沟尚未明确电价机制，两河口暂按过渡期电价结算。
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