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中國網/中國發展門戶網訊 自第二次工業革命以來，電力產業在經濟發展中具有極其重要的作用，是現代工業、服務業發展的重要基礎。諸多研究證實，電力的生產與消費同經濟增長之間存在內生性，電力產業發展水平在一定程度上可以反映社會經濟發展水平。隨著產業電氣化、數字化、智能化的程度不斷提升，現代經濟發展對電力安全性、穩定性和用電成本更加敏感，高水平的電力供應保障能力將成為區域經濟發展的比較優勢。同時，電力產業也具有良好的社會效益。《中國人口和就業統計年鑒》數據顯示，2017年電力、熱力生產和供應業吸納了348.3萬城鎮就業人口；電力產業對欠發達地區發展有很好的促進作用。目前，在太陽能資源較好的農村貧困地區，光伏發電產業扶貧工程已經成為精準脫貧的一個重要手段和有益嘗試。與此同時，策展與良好的經濟效益和社會效益伴生的生態環境問題也同樣突出，主要體現在火力發電對不可再生資源的消耗和對大氣環境的污染兩大方面，這一問題在我國尤為嚴峻。2017全息投影年煤電占全國總發電量的比重在65%左右，受我國能源礦產資源條件的限制，以燃煤為主的火力發電模式短期內不會改變。許多研究表明，燃煤發電機組是二氧化碳（CO2）、二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）和可吸入顆粒物的主要來源之一，對環境健康產生諸多負面影響。因此，促進電力產業的高效率、綠色化發展尤為重要。
黃河流域能源礦產富集，風、光、水能豐富，電力產業發展基礎良好。根據《全國國土規劃綱要（2016—2030 年）》《能源發展戰略行動計劃（2014—2020 年）》等文件的規劃布局，我國重點建設的 14 個億噸級大型煤炭基地中有 8 個坐落于黃河流域及附近地區，流域內煤炭儲量占全國總儲量的一半以上；我國重點建設的 9 個千萬千瓦級大型煤電基地中，有 6 個坐落于黃河流域（分別在鄂爾多斯、晉北、晉中、晉東、陜北、寧東）；除煤電外，內蒙古西部是我國 9 個大型現代風電基地以及配套送出工程建設地之一；我國 19 個光伏發電領跑基地有一半以上位于或緊鄰黃河流域；而黃河上游水電基地和黃河中游水電基地早在 20 世紀 80 年代就被列為我國十三大水電基地。黃河流域電力產業發展歷史悠久，在區域內和全國范圍內的重要性不言而喻。
2019 年 9 月，習近平總書記在黃河流域生態保護和高質量發展座談會上發表重要講話，對新時代黃河流域的發展提出新的目標要求。作為包裝設計重要的能源富集地區，電力產業能否充分發揮其經濟效益和社會效益，嚴控生態環境負面影響，對黃河流域生態保護和高質量發展意義重大，也關乎我國能源供應與安全保障的整體格局。受研究數據的限制和研究目的的影響，當前的電力產業研究普遍具有大尺度、粗精度的包裝設計特點，對特定區域內電力布局、生產的精細化格局及時空演變的研究總體較少。電力產業微觀數據目前主要應用于環境研究領域，有一批研究者利用燃煤電廠微觀數據開展了火電排放格局研究及減排方案模擬。
數據來源及方法
研究思路
由于尚未形成統一的黃河流域社會經濟分區范圍，本平面設計文以我國自然地理分區中的黃河流域為研究區域，其空間范圍來自中國科學院資源環境數據科學數據中心的資源環境數據云平臺，面積約為 75.7 萬平方公里，約占我國國土總面積的 8%，涉及青海、甘肅、寧夏、內蒙古、陜西、山西、河南、山東、四川 9 省份 74 個地級行政單元。本文將基于經過地理編碼的不同類型的電廠數據，通過空間可視化、描述統計分析、空間統計核密度分析場地佈置等方法，結合文獻綜述和案例分析，探索黃河流域電力產業時空發展格局，分析其格局形成的動力機制；并結合黃河流域電力產業發展現狀和電力產業整體發展狀態，探討未來黃河流域電力產業綠色化發展的路徑。
主舞臺背板要數據來源
本文使用的主要數據來源于中國電力企業聯合會發布的 2003 年、2010 年和 2017 年《電力工業統計資料匯編》，該統計資料收錄了全國各個省份的電力工業發展相關數據，以及全國 6 000 千瓦及以上電廠的名稱、發電裝機容量、發電量、利用小時、供電標準煤耗技術經濟指標數據。在現實電力生產中，裝機容量低于 6 000 千瓦的正規電廠數量非常少；2017 年 6 000 千瓦及以上電廠的發電量約占全國發電總量的 98%。因此，該數據基本能夠準確反映電力生產的格局。根據本次研究需要和資料的可獲取性，將選取 2003 年、2010 年和 2017 年 3 年的統計數據進行分析。此外，根據研究需要，本次研究還將利用黃河流域地級市部分社會經濟統計數據進行輔助分析。
由于電廠微觀數據缺少空間位置信息，在開展研究前首先對以上 3 個年份全國 6 000 千瓦及以上電廠利用屬地和名稱字段信息進行地理編碼，確定電廠的空間位置。受數據類型和技術的影響，地理編碼過程中存在一定程度的錯誤，對部分數據進行人工校正包裝設計，最終篩選出 2003 年、2010 年和 2017 年黃河流域內 6 000 千瓦及以上電廠分別有 378、510 和 1937 個，其空間分布如圖 1 所示。
圖 1 黃河流域內 6 000 千瓦及以上電廠分布情況
（ a ） 2003 年；（ b ） 201廣告設計0 年；（ c ）參展 2017 年
電力產業時空發展格局
電力裝機分布格局的時空演變
從總體上來看，黃河流域發電裝機總容量在全國的占比變化較小，2017 年占全國裝機總量的比重為 15.5%。
從發電類型上。火電裝機在流域內占有主導地位，裝機增長迅速。2017 年，流域內火電裝機總量擴大到 2003 年的 6 倍左右。水電建設近年來明顯放緩。由于黃河流域尤其是上游地區水能開發較早，水力資源開發基本飽和等因素的影響，水電裝機與火電裝機的差距迅速拉大。2017 年，流域內水電裝機總量占全國水電的比重下降到 7.1%。風電和太陽能發電盡管受到單體裝機規模的限制，裝機總量不高，但其發展規模和速度在全國具有領跑地位。2003—2017 年，流域內風電裝機總量占全國風電的比重從 4.1% 提升至 20.1%；太陽能發電及其他發電電廠裝機總量在 2010 年占全國的比重高達 38.8%，2017 年這一數據回落到 24.8%。風電和太陽能發電的增長彌補了水電發展滯緩對裝機結構的影響，流域內可再生能源發電與化石能源發電裝機容量比長期保持在 3∶7 左右。
從空間分布上。黃河流域內火電和水電電廠的分布較為集中，火電電廠主要集中在黃河流域中下游地區，水電電廠集中在黃河上游地區和北干流地區（圖 1）。風電和太陽能發電電廠在空間上迅速擴散，分散式分布特征明顯。
從地區分布上。近年來黃河流域火電裝機增長主要歸功于山西、陜西、內蒙古、寧夏 4 省份；其中，內蒙古范圍內火電裝機的迅速提升使其超越陜西，成為僅次于山西的火電裝機主要貢獻地區（圖 2a）。水電裝機增長的省份間差異較大，增量主要體現在青海和甘肅，而且 2010—2017 年以來整體增長勢頭微弱（圖 2b）。風電裝機早期裝機增量主要出現在內蒙古內，后期增量主要出現在寧夏，河南、青海、山東境內的風電增長幾乎為 0（圖 2c）。太陽能發電裝機增長出現得最晚，在 2010 年以后開始，主要增長出現在寧夏、內蒙古和青海（圖 2d）。
電力生產格局及電源結構變化
黃河流域內電力生產格局與裝機格局較為類似：太陽能發電在全國范圍內的領跑地位突出，2010 年發電量占全國太陽能發電的比重為 24.7%（表 2），2017 年達到了 30.3%；風電發電量增長也較快，2017 年占全國風電發電量的比重為 19.0%；水電發電量多年來增長緩慢且出現下降趨勢，在全國水電發電中的占比也從 2003 年的 23.0% 下降到了 2017 年的 5.7%。盡管可再生能源發電的規模和全國占比出現了明顯的提升，但是火電發電一家獨大的局面仍未發生變化。黃河流域發電電源結構中，火力發電對發電總量的貢獻從 2003 年的 77.2% 提升到了 2017 年的 83.9%，高于全國電源結構中火電貢獻率（72.3%）。盡管在裝機容量中風電和光電對結構的調節作用有所顯現，但是由于發電效率偏低，黃河流域內風電和太陽能發電量的增長難以彌補水電發電滯緩的缺口，發電來源清潔化效果仍然不佳。
黃河流域電力生產空間格局從單中心向雙中心乃至多中心化逐步演進（圖 3）。2003 年太原市市域范圍內電廠發電總量超過 500 億千瓦時，約占全流域的 23%，遠高于其他地級市。到 2017 年，呼和浩特市市域范圍內電廠發電總量逾千億千瓦時，占全流域發電總量的 12.4% 左右；緊隨其后的太原市發電總量相較于 2003 年提升幅度不大，占全流域發電總量的比重下降到 5.5% 左右；此外，吳忠、榆林、蘭州、西安、鄂爾多斯等地市的發電量均接近 500 億千瓦時。
圖 3 黃河流域 6 000 千瓦及以上電廠發電量和密度分布
（ a ） 2003 年；（ b ） 2017 年
發電經濟技術指標特征
電力產業的發展水平不僅僅與裝機總量、發電總量相關，電力生產的效率和技術水平更為重要，而發電設備利用小時、裝機等級規模、燃煤機組煤耗等經濟技術指標直接反應電力產業的發展質量，對于優化電力產業布局、促進電力產業綠色清潔化發展至關重要。
發電設備利用小時
發電設備利用小時數是指該設備年發電量與裝機容量之間的比值，利用小時數越低，代表設備利用率越低，存在裝機過剩或設備棄用等問題。黃河流域火電的設備利用率嚴重偏低，2017 年利用小時僅為 3270 小時，明顯低于全國平均水平（4219 小時）（圖 4）。火電設備主要以煤電機組為主，一般而言煤電機組通常以 5 500 小時為規劃利用小時，實際低于 5 000 小時可以認為存在裝機過剩情況。近年來，我國煤電機組裝機總量快速提升，煤電裝機過剩問題比較突出，黃河流域的過剩情況格外嚴重。除了火電設備自身裝機增速過快這一原因外，在黃河流域由于可再生能源的滲透率較高，可再生能源裝機并網時的火電裝機備用需求也較高；此外，該地區工業企業自備電廠火電機組眾多，這些因素都將拉低火電設備的整體效率。黃河流域水電機組設備利用率較高，2017 年利用小時數為 3871 小時，高于全國平均水平。風電和太陽能發電受自身穩定性較差以及棄用現象頻發等問題的影響，其利用小時數明顯低于水電和火電，與全國平均水平相比，黃河流域的風電設備利用率偏低，但是太陽能發電設備利用率略高于全國平均水平。
分地區來看，火電裝機增長主力地區的發電設備利用小時數下降顯著。山西和陜西 2003—2017 年火電發電設備平均年利用小時降幅分別為 2294 和 1572 小時，火電裝機過剩問題比較突出。可再生能源裝機增長主要貢獻地區青海和甘肅的火電設備利用小時數也出現了明顯下降，這與可再生能源裝機并網時的火電裝機備用需求有關。同時，由于風電、太陽能發電設備數量占比較高且其本身利用率偏低，寧夏、青海和甘肅的總體發電設備利用小時數也明顯低于其他省份。
火電廠裝機等級規模
火電尤其是燃煤電廠在黃河展覽策劃流域占據主導地位，因此火電尤其是燃煤電廠的高質量發展對于全流域電力產業的高質量發展具有決定性作用，而火電高質量發展的一個重要影響因素是火電機組的等級規模。黃河流域火電裝機規模整體偏小，2017 年 692 個包裝盒火電電廠中，僅有 175 個電廠的裝機容量不低于 30 萬千瓦（圖 5）。這主要由于流域內地區存在大量企業自備電廠，其裝機容量整體偏小。尤其是山東、山西、甘肅等省份的裝機容量低于 10 萬千瓦的火電電廠占比在 70% 以上，自備電廠發展亂象新聞報道頻出。研究表明不同等級規模的火電機組和其發電產生的 CO2、SO2、NOx和細顆粒物（PM2.5）排放量與發電量之間系數不同，等級規模越低的火電機組將產生更多的排放，大型火電機組則往往技術更加先進、按照更嚴格的排放標準設計、運行效率更高，也更利于節能減排。過低的火電裝機等級規模直接導致流域內火電運行效率偏低，清潔程度不高，這對于黃河流域未來火電的治理與發展形成了很大挑戰。
圖 5 黃河流域火電電廠等級結構
（ a ） 2003 年；（ b ） 2017 年
燃煤電廠供電標準煤耗
供電標準煤耗是指火電廠每生產1千瓦時電能平均耗用的標準煤克數，降低供電標準煤耗將減少煤炭資源消耗玖陽視覺，降低 SO2、NOx等污染物的排放。2003—2017 年，盡管黃河流域燃煤電廠的供電標準煤耗整體上明顯降低，但是相較于全國平均水平仍始終偏高（圖 6）。2003 年黃河流域燃煤電廠供電標準煤耗的中位數水平比全國平均水平還要高 173 克/千瓦時，2010 年和 2017 年僅有 25% 左右的燃煤電廠供電標準煤耗低于全國平均水平。從空間分布上來看，山西、陜西、內蒙古等煤炭資源高度富集省份，燃煤電廠的供電標準煤耗明顯高于其他省份。黃河流域燃煤電廠亟待進一步開展規范管理和技術升級。
電力產業時空格局的影響因素
黃河流域電力產業時空發展格局的形成主要受到資源稟賦和用電需求的AR擴增實境雙重影響，可再生能源發電對這兩大因素更加敏感。
資源稟賦
可再生能源電力產業（水電、風電、太陽能發電）是典型的資源指向性產業，其時空演變格局的形成與黃河流域內的水能、風能和太陽輻射能的分布情況密切相關。
目前，黃河流域水電發展長期穩定，增量空間極小且主要受到黃河水能資源儲量和開發強度的限制。全國水能資源復查工作成果顯示，我國水能資源主要集中在長江流域、雅魯藏布江及西藏其他河流流域；黃河流域水能資源理論蘊藏量只占全國總量的 6.2%，水能資源相對有限，僅有的水能資源也主要集中在黃河上游和黃河北干流地區。有關報告指出，除四川、云南、西藏水能資源開發程度分別為 65.2%、65.4%、1.4% 外，全國其他省份平均水電裝機開發程度已經達到 83.9%；綜合考慮水能開發的技術和經濟可行性，未來我國新增常規水電將主要集中在川滇地區，黃河流域增量空間較小。
風電和太陽能發電裝機總量與發電量在全國領開幕活動跑主要得益于黃河流域西北部地區良好的風、光能資源，以及豐富的土地資源。中國氣象局風能太陽能資源中心、中國氣象服務協會聯合發布的《2018 年中國風能太陽能資源年景公報》顯示，內蒙古、青海、寧夏、甘肅奇藝果影像陸地海拔 70 米高度年平均風速在全國所有省級行政單元中排名分列 1、6、8、11；黃河流域內的晉北、蒙西、寧夏、甘肅、青海 2018 年年水平面總輻射量均在每平方米 1 400—1 包裝盒750 千瓦時范圍內，上述地區太陽能資源高于除青藏高原外的全國大部分地區。良好的能源資源稟賦和廣闊的土地資源保證了該區域內風電、太陽能發電的迅猛發展。
火力發電對資源稟賦的依賴相較其他 3 種發電類型偏弱，這與當前煤炭資源運力大幅提升、遠距離輸電的技術與成本問題有關。但在黃河流域內部火力裝機與發電仍體現出較強的資源依賴性，山西、內蒙古和陜西是火電裝機增長的主要地區，呼和浩特、太原、吳忠、榆林、蘭州、西安、鄂爾多斯等年發電量超過 500 億千瓦時的城市本身為或鄰近于煤炭資源富集地區。
用電需求
盡管煤炭資源、可再生能源資源豐富，但是黃河流域發電總量在全國的占比與其資源儲量占比并不成比例，且其火電、風電、太陽能發電都存在較為嚴重的裝機過剩和棄用現象，這主要受到該區域用電需求偏低的影響。根據《中國城市統計年鑒》相關數據估計，黃河流域內地級市 2017 年國內生產總值（GDP）總額占全國的比重約為 15%，所有地市用電總量約為 1 萬億千瓦時，占全國用電總量的比值接近 20%，與流域內發電總量基本持平。該區域經濟發展和用電量在包裝盒流域內的分布也具有較大差異，西北部地區更是明顯偏低。流域內用電需求偏低，電力送出能力有待進一步發展的情況下，電力裝機過剩問題得以凸顯。
受到技術和成本的限制，用電需求偏低導致本地消納能力不足，對可再生能源發電效率影響格外明顯，從而導致黃河流域內棄風、棄光現象頻發。2016 年 7 月，國家能源局啟動風電投資監測預警機制，甘肅、內蒙古、寧夏由于棄風率過高被納入風電投資檢測紅色預警省份。根據國家能源局公布的統計數據，2017 年，甘肅、蒙西地區的棄風電量分別達舞臺背板到 91.8 億千瓦時、71 億千瓦時，棄風率分別為 展覽策劃33%、17%；而寧夏經過嚴格調控棄風率已經下降至 5%。西北五省和蒙西地區是我國棄光問題重點地區，棄光電量占全國總量的 90% 以上。國家能源局公布的統計數據顯示，2017 年甘肅棄光電量 18.5 億千瓦時，棄光率為 20%；陜西棄光電量 7.7 億千瓦時，棄光率 13%；蒙西地區棄光電量 4 億千瓦時，棄光品牌活動率為 11%。
黃河流域電力產業綠色化發展路徑
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