两位博导谈我国发电产业演变

（1）煤电装机占比逐年下降

2014年底，我国发电总装机突破13.75亿千瓦，其中煤电8.25亿千瓦，占比60.02%。截至2023年底，我国发电总装机达到29.20亿千瓦，其中煤电11.60亿千瓦，占比39.90%。10年间，煤电装机占比从超过六成逐年下降至不到四成（见图1）。

（2）新能源装机及占比逐年提升

2014年底至2023年底，风电累计装机从11461万千瓦增长至4.4亿千瓦；光伏累计装机从1280万千瓦增长至6.1亿千瓦。新能源发电装机占比从9.27%增长至35.96%（见图2—图4）。

截至2024年一季度，全国发电总装机约31.7亿千瓦，其中光伏约6.6亿千瓦、风电约4.6亿千瓦；新能源装机占比约37.3%。预计2024年底，发电装机将达到32.5亿千瓦，其中风电5.3亿千瓦、光伏7.8亿千瓦，新能源发电占比将达40%。

国家能源局有关文件指出，推进676个县（市、区）屋顶光伏试点，并且试点应满足如下要求：学校、医院总面积40%及以上可安装光伏，工商业屋顶总面积30%及以上可安装光伏，农村居民屋顶总面积20%及以上可安装光伏。假设每个县安装20—30万千瓦，676个县屋顶光伏年发电量可达1800亿千瓦时，相当于全社会用电量的1/40。江苏正在大力推进园区屋顶光伏、铁路沿线光伏、高速公路沿线及服务区光伏、沿海滩涂及采煤塌陷区光伏，以及农光互补和渔光互补；昆山要求国企厂房屋顶面积100%安装光伏。中国邮政计划在全国各地经营场所屋顶安装光伏，预计可达550万千瓦，按年发电1000小时计算，年电量55亿千瓦时。我国城乡建筑屋顶250亿平方米，按照215瓦/平方米的安装标准开发屋顶面积的25%，就可实现装机7.5亿千瓦，以年发电1000小时计算，年电量可达7500亿千瓦时。

可见，我国新能源装机比重仍将逐年上升，煤电装机比重逐年下降，清洁替代是大势所趋。

我国新能源发电设备出口创汇也在逐年增加。2021年光伏产品（硅片、电池片、组件）出口额约512.5亿美元，同比增长80.3%；2022年光伏组件出口158.5吉瓦，同比增加58%，逆变器出口额89.8亿美元，同比增加75.4%。2022年全球光伏新增装机260吉瓦，其中90%以上组件来自中国。民营企业晶科公司光伏组件覆盖160多个国家和地区，出货量超44吉瓦，累计出货量超100吉瓦，相当于全球每10块光伏组件中就有1块来自晶科。2023年，风电装备出口额近49.3亿元人民币，顺差达49.1亿元；叶片、发电机、变速箱的产能在全球占比分别达60%、65%、75%。我国风电设备累计出口达1193万千瓦，覆盖49个国家和地区，占全球市场的近六成。

（3）发电企业开辟储能业务

中国华能、中国大唐、中国华电、国家电投、中国三峡、国家能源集团、华润电力、协鑫集团等纷纷进入储能领域。中国三峡已在十多个省市取得3450万千瓦的抽蓄储备资源。

我国抽水蓄能累计运行装机约5130万千瓦。2022年，全国新核准抽蓄电站48座，装机6890万千瓦，一年核准规模超过之前50年投产总规模；2023年，核准抽水蓄能电站35座，装机4560万千瓦。截至2022年底，已纳规抽蓄站点资源总量约8.23亿千瓦。“十四五”期间拟开工1.8亿千瓦，“十五五”期间拟开工8000万千瓦，“十六五”期间拟开工4000万千瓦；抽蓄运行容量将从2025年的6200万千瓦增至2030年的1.2亿千瓦左右，年均增长14.1%。

新型储能主要包括锂电池、压缩空气、飞轮、液流电池、氢（氨）储能等。2024年初，国家能源局发布56个新型储能试点示范项目名单。截至2024年一季度末，全国已建成投运新型储能装机达3530万千瓦/7768万千瓦时，同比增长超过210%，其中锂电池储能占比超过95%；2023年全年新增投运新型储能21.5吉瓦/46.6吉瓦时，3倍于2022年新增投运规模，是“十三五”末装机的近10倍。

锂离子蓄电池是我国蓄电池出口额最高的单一产品，2023年前9个月，蓄电池及零件对美出口额512.3亿美元，同比增长33.2%；对德国出口额95.3亿美元，同比增长37.2%；对韩国出口额62.9亿美元，同比增长68.5%。2023年，全球储能电池出货量173吉瓦时（以终端口径统计），同比增长60%，其中我国储能电池出货约159吉瓦时，占比92%。

（1）智慧电厂

对锅炉、汽轮机、发电机、主变压器、配电装置、给水系统、供水设备、水处理设备、除尘设备、燃料储运设备等，进行实时数据采集与监控；对大数据经过智能算法进行挖掘；通过物联网对燃料系统、燃烧系统、汽水系统、电气系统、控制系统进行数字驱动及智能管控，实现发电过程中的自动化、信息化、标准化，达到低排碳、低成本的经济运行。

（2）虚拟电厂

聚合不同类型的可调度和不可调度、可控制或灵活负载、分布式发电系统，形成集群，包括微型CHP、小型气电、小型风电、光伏、小型水电和储能系统等，由中央机构控制，能够在短时间内提供峰值负载电力或跟随负荷进行向上向下爬坡、深度调峰与顶峰，其可以替代传统的发电厂，减少碳排放，提供更高的效率和灵活性。如国家电投与苏州供电公司聚合49个站点，包括光伏站点31个、储能站点6个、产业园站点2个、码头换电站点1个、大用户可调节用电站点9个，其聚合的负荷在尖峰时段可下调110万千瓦，在低谷时段比正常功率可上调130万千瓦。华能浙江分公司聚合分布式电源、新型储能、充换电站、楼宇空调、源荷储互动，实现30万千瓦的调峰调频。

（3）海上风电

我国海上风电技术领先全球。截至2021年底，全国海上风电累计装机2777万千瓦，当年新增1690万千瓦，占全球新增海上风电的80%；截至2022年底，全球海上风电累计装机5760万千瓦，我国累计达3051万千瓦，占全球的53%。从2018年到2023年，广东海上风电单机从3兆瓦升为5兆瓦，再升为8兆瓦，再升为12兆瓦，再升为16兆瓦；从固定式风塔发展为漂浮式风电机岛；从离岸10千米，升为40千米，再升为110千米。

（4）氢储能及发电

氢储能是长周期、大规模新能源的最佳储能方式。发电侧集中式氢储能，即电解水储氢发电，或用于煤电、燃气机组的掺氢燃烧。2021年12月国家电投荆门绿动电厂在运燃机实现15%掺氢燃烧运行；2022年9月实现30%掺氢燃烧运行。广东省能源集团惠州大亚湾石化区综合能源站项目，计划实现10%掺氢燃烧，2023年5月进入分步调试阶段。

（5）光热发电

2023年，国家能源局《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》提出，“十四五”期间全国光热发电年新增开工约300万千瓦。截至2023年底，11座光热电站并网发电，兆瓦级以上光热发电机组累计容量达58.8万千瓦。在建和拟建光热发电项目超40个，总装机约480万千瓦，预计2025年全部建成。光热发电技术包括塔式光热发电与槽式光热发电。如中国能建、中国电建、首航节能新能源公司开发的塔式光热电站，自带11小时熔盐储热系统，理论上可实现24小时连续发电。

（1）发电企业经营增量配电或者微电网

国家电投、协鑫集团、国投电力、中电国际发展公司、贵州乌江水电、中广核、云南文山电力涉足增量配电业务。2017年国家发改委、国家能源局发布《关于新能源微电网示范项目名单的通知》，其中包括28个新能源微电网示范项目，涉及新增光伏装机899兆瓦，新增电储能装机超过150兆瓦，以及各种热储能等。昌盛日电、阳光电源、协鑫集团等民营企业以及京能集团进入微电网领域经营。微电网技术涉及多源互补、多能转换、多网互通、多储互济、多荷互代。

（2）发电企业组建售电公司

电改9号文提出多途径培育6类市场售电主体，明确“允许发电企业投资和组建售电公司进入售电市场，进行直接交易的同时从事售电或配售电业务”。五大发电集团先后成立12家售电公司；三峡、神华、华润、中国广核、粤电、福建福清核电等也纷纷成立了售电公司。

（3）新能源发电主体多元化

中国大唐、国家电投、国家能源、中国华电、中国华能、华润、中国三峡、中国电建、中国能建、宝武集团等央企以及建投能源、江苏新能源、京能集团、湖南能源集团、天津中绿电等地方企业先后成立35家新能源企业，业务涉及光伏、风电与储能。中国石油、中国石化、中国海油分别进入新能源发电领域；中国广核已开发1000万千瓦新能源项目；中核已开发1400万千瓦新能源项目；中国能建已开发900万千瓦新能源项目；中国电建已开发900万千瓦新能源项目。到2022年底，中煤集团新能源装机200万千瓦，储备规模300万千瓦，规划规模3000万千瓦。新奥集团大力开发泛能网项目，以及地热、太阳能、风能、生物质能和海洋能。

（4）民营企业进入新型储能领域

宁德时代、中储国能、亿纬动力、鹏辉能源、海基新能源、力神、远景动力、中创新航、中天科技、派能科技、晶科、比亚迪、宁德时代、南都公司等纷纷踏足新型储能。

（5）民营或股份制企业开发抽水蓄能

华源电力公司、协鑫、金风科技、新天绿色能源公司、浙江新能公司等纷纷进入抽蓄领域。

（1）售电领域

电改9号文提出，深入推动增量配电业务改革，陆续实施了5批483个增量配电试点项目；多途径培育6类市场售电主体，明确“允许发电企业投资和组建售电公司进入售电市场,进行直接交易的同时从事售电或配售电业务”。我国电力市场交易规模不断扩大，市场化交易电量逐年增长。全国注册售电公司约5000家。发电企业成立的售电公司具有明显的谈判优势。国家能源、国家电投、华能、华电、大唐、华润、中国广核、三峡、华润电力等大型发电企业以及地方发电企业陆续成立售电公司。2023年，山西地区发电企业与电网企业的两大售电主体竞争工商业用户，发电企业的售电量高出电网企业售电量将近1/3。

（2）综合能源服务领域

国务院发布的《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》，鼓励建设电、热、冷、气等多种能源协同互济的综合能源项目，进一步放开石油、化工、电力、天然气等领域节能环保竞争性业务，鼓励公共机构推行能源托管服务。五大发电集团与一些发电企业积极转型综合能源服务商，均成立了综合能源专业公司，专业化拓展综合能源业务。如协鑫集团在苏州工业园区参与的综合能源服务项目，包括2个天然气热电联产中心、3个区域能源中心、10个分布式能源站、1000辆电动汽车和2个充电站、50兆瓦屋顶光伏、150千瓦微风发电、100家需求响应企业，形成一个100万千瓦清洁能源系统。利用屋顶与车棚开发光伏与光热；园区里开发微型风力发电；电动车充电桩白天充电消纳屋顶光伏，夜间充电消纳风力发电；通过地源热泵消纳夜间风电，把新能源电力转换为热能；通过天然气冷热电联产提供电能与冷热能，并对风光发电进行调峰调频；通过电化学储能，在风光大发时储能，高电价时放电，削峰填谷。

（3）电力辅助服务领域

新能源发电具有不稳定特征，如华北地区出现过连续58小时无风，东北地区连续92小时无风，西北地区连续120小时无风，华中、华东地区出现8天持续无光，湖南、江西出现10天持续无光。新能源发电往往与负荷需求不相吻合，极热无风，极冷无水，极冷无光；北方一些省份冬季21时至次日5时为风电的高位、负荷的最低位；南方一些省份夏季20时至23时为负荷的高位，但光伏出力为零，12时至14时为光伏出力最高位，但负荷处于低位。2022年，我国新能源装机比重虽接近30%，但发电量比重仅能达到13.7%；火电以51.9%的装机比重贡献了66.0%的发电量。2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费的1.9%，市场化补偿费用204亿元，固定补偿费用74亿元；调峰补偿167亿元，占比60.0%；调频补偿54亿元，占比19.4%；备用补偿45亿元，占比16.2%；火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%。

（4）电力现货市场与绿电市场

2017年8月28日，国家发改委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点。2021年4月20日，国家发改委、国家能源局印发文件，选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北6省市为第二批电力现货试点。现货市场建设目的更多的是促进新能源进入。2021、2022、2023年，国家电网区域新能源市场化交易分别为2137亿、3465亿、5515亿千瓦时，新能源市场化交易电量占总交易电量比例分别为28.3%、38.4%、45.3%；其中甘肃、宁夏、新疆、青海、山西均超过500亿千瓦时。2023年，国家电网区域新能源市场化交易均价0.381元/千瓦时，浙江、江苏、安徽、江西超过0.45元/千瓦时，青海0.25元/千瓦时，华东0.426元/千瓦时，西北0.281元/千瓦时。

山西电力现货市场，2021年4月发电结算均价0.193元/千瓦时，10月结算均价1.115元/千瓦时。2022年0元价格结算1217小时，最高价1.5元/千瓦时结算出现681小时；3月4日连续17小时出现0元价结算；8月9—13日连续120小时出现1.5元/千瓦时结算。2022年省间现货市场，送往江苏省的电力，7月发电结算均价1.5491元/千瓦时；送往浙江省的电力，7月发电结算均价2.21元/千瓦时，尖峰时段发电结算价出现过6元/千瓦时、10元/千瓦时。甘肃电力现货市场，2022年，最低价0.04元/千瓦时结算出现951小时；最高价0.8元/千瓦时结算出现1468小时。山东电力现货市场，2022年，负电价结算出现176次；-0.08元/千瓦时结算出现135次。2023年5月1—2日，连续22小时出现-0.085元/千瓦时结算；2023年4月，实时市场的平均价差为0.93元/千瓦时，最高价差为1.38元/千瓦时，最低价差为0.439元/千瓦时。事实证明，只要运行电力现货市场，就会出现负的结算电价，如欧盟2023年出现负电价6470次。

2021年至2023年12月底，全国累计绿电交易954亿千瓦时。2023年，国家电网区域成交611亿千瓦时，月均51亿千瓦时，10—12月成交均价区间0.435—0.454元/千瓦时，均价为0.444元/千瓦时。对应绿证交易，2021年9月16日至2023年12月交易3867万张。