电力供需核心矛盾 - 当前电力供给端核心矛盾在于发电能力由21世纪技术建成，但调度系统仍沿用20世纪体制，不能简单概括为“过剩”[1] - 2024年发电装机容量增速达14.6%，是用电需求增速6.8%的2倍多，但弃光弃电现象持续，每年浪费的清洁电力价值上千亿[2][3] - 2024年7-8月中国用电量连续破万亿千瓦时，用电增速多年超GDP增速，新能源新增发电量跟不上需求增长，新的大型煤电项目仍在审批开工[3] 发电装机与发电量差异 - 中国发电装机容量稳居世界第一，2024年达334862万千瓦，同比增长14.6%，其中风电和太阳能新增装机356吉瓦，是欧盟新增量的4.5倍，几乎相当于美国风光总装机[2] - 风电、光伏“看天吃饭”，年实际运行时间远低于火电，导致局部时空过剩，风大、光好时新能源产能骤增，超出电网承载能力且多非经济核心区，电力无法外送只能浪费[5] - 2024年全社会用电量98521亿千瓦时，同比增长0.8%，其中第二产业用电量63374亿千瓦时，同比增长5.1%[2] 区域电力不平衡 - 电力供需存在显著区域不平衡，2024年内蒙古发电量8344亿千瓦时，广东用电量7355亿千瓦时，江苏用电量8487亿千瓦时，山东用电量6773亿千瓦时[7] - 新疆发电量5307亿千瓦时，四川发电量6780亿千瓦时，浙江用电量4646亿千瓦时，云南发电量4957亿千瓦时，凸显发电区域与用电负荷中心错配[7] 新能源发展驱动力 - 政策脉冲效应推动增长，2025年是“十四五”与碳达峰关键节点，为完成目标项目集中冲刺[9] - 技术驱动提升经济性，过去十年光伏发电成本下降90%，风电技术快速迭代，清洁能源性价比提升吸引资本涌入[9] - 全产业链规模化优势明显，掌握风光电全产业链，从原材料到电站建设成本低、速度快，集中并网后增量显著[9] 电力系统结构性挑战 - 物理层面存在时空错配，需靠更先进输电技术、大规模储能设施、智能电网及智能电表引导错峰用电解决西北风光向东南输送难题[12] - 市场机制滞后，健康电力市场应实时波动电价，而当前交易机制滞后，新能源波动放大现货市场风险，居民电价长期稳定无法传递真实信号[12] - 体制存在利益壁垒，跨省交易存在省间壁垒，地方优先消纳省内电力以保就业税收，电网兼具公共服务与资产运营双重角色[12] 战略调整与安全保障 - 加速建设核电、大型水电，2024年新增核电装机同比增长183.4%，新增水电增长46.2%，其中抽水储能占比超一半[9] - 2023年火电投资增长38%，在建装机达2015年以来最高，未来两三年还会有新电厂投产，这种冗余是电网安全的“压舱石”[9] - AI数据中心、光伏电池、电动车等新经济引擎是用电大户，尤其在东南沿海，为避免这些产业拉闸限电必须保留火电填补缺口[9] 行业影响与改革方向 - 民企光伏存在被国企“挤压”可能，在电力消纳困难地区调度指令存在博弈空间，大型国企在资源协调、获取优先权上天然更具优势[14] - 挑战已从“保供”转向“消纳与平衡”，需解决调度、交易、定价等系统性改革难题，改革势在必行但触及深层利益而艰难[14] - 掌握全球新能源主导权，从被动石油消费国转变为电力技术、产品与基建输出方，光伏全产业链自主可控，原材料产能占全球八成[12]