就在去年年底，光伏行业还在为价格底线及行业“自律”标准吵个喋喋不休，裁员、停工、减产一时之间成为整个行业的主旋律，不乏有业内大佬语出惊人：“倡议光伏企业和光伏人春节放假一个月，让光伏人好好休息！把库存清零！” 谁承想，2025年春节后的一纸政策，掀起了声势浩大的抢装热潮，也让深陷泥潭的光伏全产业链从“水深”一步跨入“火热”，暂时淡忘光伏行业全面“渡劫”所带来的剧烈阵痛。隆基、晶科、天合等头部企业组件报价半个月内实现四轮连涨，突破0.7元后持续向0.75元/W拉升，各家生产线相继传出满负荷运转，甚至已经有光伏厂商不惜毁单抬价，行业仿佛一夜之间重返黄金时代。 轰轰烈烈的抢装热潮，为前途不甚明朗的光伏产业在寒冬之前提供了难得的一丝暖意。然而历经“以价换量”的战略短视与被逼无奈的主动减产，供需严重错位的抢装冲刺已经充分证明，多数光伏企业仍未做好应对复杂市场变化的充足准备。在“内卷”惯性下随波逐流的广大厂商，还没有完全建立起面对“光伏下半场”的清醒觉悟。 短暂的暖意终将消散。伴随光伏下游市场化竞价全面开启，光伏行业“最黑暗的日子”才将真正到来。后光伏时代，沉迷产能吨位、低价竞争的旧有逻辑，正逐渐被技术克重、真实价值为主导的市场法则击溃。 比起噱头，实打实的经济效益与产品价值才是王道。 一、光伏“达尔文时刻” 在大自然的历史长河中，能够存活下来的物种，既不是那些最强壮的，也不是那些智力最高的，而是那些能对变化做出快速反应的。“适者生存”的自然法则，放到大洗牌背景下的光伏行业同样适用。 中国光伏行业此前已经历三次全面危机，但与2008年金融风暴、2012年欧美“双反”、2018年“531新政”补贴退坡的外部冲击有所不同，当下规模空前的第四次行业危机，本质上是行业内部长期主义信仰崩塌的结果。 过去数年，光伏企业普遍沉溺于“堆产能-竞低价-抢市场”的闭环之中循环往复。根据国际能源署（IEA）发布的《2024年可再生能源报告》，到2024年底，全球太阳能光伏制造产能预计超过1100GW，是预计需求的两倍多，而这些产能供应主要集中在中国。 市场供需严重失衡的周期性下行背景下，政策的“惊蛰之变”无疑对遏制光伏产业朝向无序竞争的进一步下滑起到关键作用，并有望成为中国光伏产业真正走向健康发展的历史性开端。但站在光伏企业的角度来看，这也意味着光伏下半场的游戏规则正在向更高层次升维。 年初，陕西省提出2025年在全省实行2GW的“光伏领跑计划”，申报计划的项目组件转换效率要求为24.2%以上。东吴证券随后表示，这一政策要求“BC中隆基二代产品与爱旭ABC组件满足，HJT中通威部分组件满足，TOPCon 满足不了”。也即占据目前市场最大份额的TOPCon组件，从一开始便已经被挤下牌桌。 而自2015年到2018年，由国家能源局推行的能效领跑者计划，就曾一度成功促使光伏电站普遍转向效率更高、成本更低的单晶路线。尽管本轮领跑计划还未推及全国范围，但以技术迭代为核心的认知突围已成大势所趋。 伴随由P型技术构筑的“效率天花板”在N型乃至钙钛矿等新一代技术路线的冲击之下轰然倒塌，以规模、成本见长的TOPCon还未完全坐稳江山，就不断遭受来自HJT、BC两大技术阵营的步步紧逼。 尤其是近来声量愈发高涨的BC技术路线，一方面以其无可争议的转换效率优势站稳晶硅赛道天花板，另一方面又在政策扶持、中标表现、市场认可、龙头青睐等诸多层面实现颇为强势的向上跃迁。 去年8月，华能集团 单独招标1GW的BC组件放出了颇具标志性意义的市场信号。面向高效组件的主动倾斜，不仅从规模庞大的TOPCon竞争对手碗中抢出一块肥肉，也让率先吃到过扶持红利的HJT企业不由捏了一把冷汗。 其后传来的，是春节假期期间，爱旭义乌ABC基地每天仍保持超2000人、满负荷生产新闻。据相关报道显示，早在本轮抢装潮来临之前，爱旭自12月中下旬就已经要求为大量订单做好加班加点的工作准备。此前多被唱衰的BC路线，以订单饱满的实际表现彻底证明了自身强大的市场号召力。 就在近日公布的大唐集团 2025—2026年度光伏组件框采当中，爱旭才以第一中标人身份成功拿下1GW容量的N型BC光伏组件标段。 与此同时，行业巨头的主动转向也在拓宽BC技术阵营的想象空间。 上个月，TCL中环 打着“再次定义BC”的旗帜于日本太阳能光伏展上高调发布BC新品，宣布其产品将在今年年内实现量产。此前亦有消息显示，晶科能源 已经搭建BC研发产线，或于今年上马BC产能。专注TOPCon的几大巨头，已经在向BC技术路线主动靠拢。 春江水暖，嗅觉最敏锐的行业龙头们比谁都清楚，比起产能“吨位”之争，未来真正代表行业长期主义的其实是技术“克重”。 二、从“吨位”到“克重” 作为今年国内的首场光伏大展，3月5日-7日的济南光伏展上同时出现了产业寒冬氛围下的展会规模骤降与抢装热潮影响下难得一见的普遍乐观，我们也得以直观看到现阶段光伏行业所面临的矛盾局面。 比较有意思的是，24%+高效组件自去年以来便被摆到了各家展台的醒目位置，甚至有不少企业宣称已经做到最高24.8%的转换效率。然而，现场走访到的所有宣称产品效率可达24%+的光伏企业，无一不承认其可交付产品最高只做到23%+。 虽然就实际表述来看，各家“最大效率”“转换效率”“破纪录效率”之类的说法不一而足，但都改变不了一个客观事实——效率超过24%光伏组件仍停留在实验室阶段，绝大多数企业都还没有实现24%+高效组件的实际量产。 在展会上明确贴出“平均交付效率”24.6%的爱旭股份，在其中反倒像个异类。毕竟参考TaiyangNews最新发布的全球光伏组件量产效率排名，量产交付效率高达24%以上的企业依旧只有爱旭、Maxeon两家，前者更是连续24个月登顶该榜单，是真正意义上的遥遥领先。 呈现断层式优势的效率差距，落实到实践层面是实打实的经济效益。 在爱旭与Tibra Pacific签约的波黑最大地面电站项目中，业主方就曾在一期项目中发现同等面积的ABC较之TOPCon组件能够使发电量提升12%；而在公司与华能合作的海上漂浮式实证电站，ABC组件则以抗隐裂在内的诸多优异性能，较TOPCon组件单瓦发电量多7%左右。 追求极致效率之余，以BC路线为代表的头部企业现阶段也在向抗隐裂、防遮挡等更多非同质化发展方向寻求弯道超车。在今年的济南展会上，我们已经能够看到不少企业展出踩踏组件、遮光对比等各式“花活”。 “走差异化路线，是市场的选择。” 爱旭股份产品行销总监周建朋表示，中国光伏历经十多年发展，从集中式独大，到集中式、工商业和户用三分天下，安装区域也从早期西北地区，向到中东部地区、西南山地乃至向深海拓展，光伏产品的应用场景越来越丰富，只靠一款产品打遍天下是不可能的。 也正是核心技术与差异化打法共同构成的先天优势，让爱旭在面对诸如抢装潮此类新兴市场变化能够游刃有余。 “同样的一个屋顶，爱旭可以多装6%。面对愈发稀少的优质屋顶资源，更易开发、更快建设、更高收益使得爱旭产品成为抢装客户的更优选择。” 周建朋认为，即便未来市场环境出现短期艰难的局面，光伏电站收益“发电量×电价”的两个决定性要素不会改变。ABC组件单瓦更佳的发电能力，能够更好地弥补市场化交易后电价下降所带来的收益风险。 产业追求向实际价值偏移，市场及客户主动用脚投票。在光伏下半场的竞争当中，执着于产能吨位的行业巨轮，未必不会淹没于技术迭代的更新浪潮；而掌握技术克重的探路者，才更有资格定义下一个光伏时代的前进方向。

在不久前举办的国新办新闻发布会上，国务院国资委表示，2025年将继续推动中央企业靠前发力、主动作为，坚持“扩大”和“有效”并重，算财务账更算战略账，更加强调投资的效益和价值，更加强调与合作伙伴共成长，带头改善市场预期。开年以来，电力央企迅猛发力，“电”力全开，展现出“开局即决战、起步即冲刺”的拼搏劲头：一批重大项目建设提速；一批企业接到重要订单；一批批企业实现“开门红”，为能源行业开好局起好步，注入强劲增长力。 一、新征程奋战“开门红” 春节后首个工作日，南方电网广州500千伏狮南甲乙线狮子洋大跨越改造工程现场已经是一片忙碌。项目工期紧、任务重，参建人员开足马力，按照今年迎峰度夏前完成投产送电目标倒排工期。 为实现稳增长、稳预期，各大电力央企持续扩大有效投资。春节过后，各地的一批重大工程、重大项目第一时间复工稳产。新年伊始，中国电建集团青岛即墨海上光伏项目、滇中引水工程、陕西东庄水利枢纽工程、广佛大桥系统工程等各地的工程项目加速推进，中国能建集团库沙500千伏输变电工程紧锣密鼓推进……多个电力央企的重点工程迎来关键节点。同时，中国建材集团旗下中国巨石作为全球玻璃纤维产业龙头企业，在江苏淮安布局了零碳智能制造基地电子级玻纤及配套项目，已在节后正式开工。该项目除建设年产10万吨电子级玻璃纤维生产线外，还将配套建设500兆瓦风力发电项目。2月24日，中广核集团广东陆丰核电项目1号机组完成核岛第一罐混凝土浇筑（FCD），标志着该机组主体工程正式开工。该项目规划建设6台百万千瓦级压水堆核电机组，其中项目1号、2号机组于2024年8月19日获国务院常务会议核准，采用CAP1000三代非能动压水堆核电技术，单台机组额定容量为125万千瓦，设计运行寿命60年。 与中广核一样，不少电力央企实现首月开门红，跑好新年“第一棒”。截至2月底，国家电投集团巩固壮大清洁发展领先优势，近160个项目陆续开复工，装机规模超4000万千瓦。国家能源集团所属上市公司长源电力公告显示，1月完成发电量28.81亿千瓦时。其中，新能源发电量同比增长38.15%，风电发电量同比增长10.35%，光伏发电量同比增长47.81%。2月12日，作为“疆电入渝”配套电源的华电集团新疆哈密2×100万千瓦煤电项目迎来2025年首个里程碑节点——1号机组厂用电系统受电一次成功，标志着“疆电入渝”配套电源项目建设取得重大进展，为项目按期投产奠定了坚实基础。 二、新技术开拓新亮点 国家电投集团瞄准前瞻性技术，加快培育新增长极。此前「能见」曾报道，国家电投集团党组书记、董事长刘明胜年初曾调研了有“集团智库”之称的国家电投经研院，并特别提出，要加快推动人工智能的多领域、深层次介入，以高水平人工智能应用赋能国家电投集团高质量发展。 今年以来，国家电投集团充分发挥风光新能源及新能源制氢制合成氨等领域优势，组建了由90后博士为主体的人工智能技术攻坚专班，聚焦新能源全生命周期的前期规划、设计、建设、生产运维等核心环节，借助大模型的AIGC技术成功开发了新能源发电前期AI辅助设计智能体，大幅提高电站设计效率。在近日闭幕的日本国际太阳能光伏展（PV EXPO 2025）上，国家电投旗下黄河水电公司携自主研发的TBC高效光伏产品及多场景智慧光伏解决方案惊艳亮相，再度以突破性技术实力成为展会现场的瞩目焦点。与此同时，还接连斩获欧洲市场70兆瓦光伏组件订单，充分彰显了该公司在全球光伏产业技术创新和产品定制化服务方面的领先实力。 华电集团旗下华电科工扎实推进氢能“制储输用”发展，跟进可再生能源制氢及氨醇一体化工程示范。推进“新能源+”、新型储能、虚拟电厂等新兴业务，深入开拓煤电低碳化改造市场，加快抢占碳捕集、利用及封存业务市场。构建海上风电运维业务“一中心多基地”发展格局，努力打造特色运维品牌。围绕“海洋能源+”理念，实现海上光伏、海洋牧场、海上风电制氢等海上绿色能源商业化应用。 2024年11月25日，华能集团浙江虚拟电厂1号机组顺利完成72小时试运行，标志着全国首台（套）接入调度系统参与实时响应调节的虚拟电厂正式投产。它可通过智慧管控平台，广泛聚集浙江省内各地的分布式电源、新型储能、充换电站、楼宇空调等，秒级快速响应，实时参与电网调峰调频。 同时，不少中央企业积极布局海外，拓展国际市场。据统计，开年以来中国电建在新能源、水利设施和基础设施建设等领域连续中标多个项目。 中国能建旗下中电工程国际公司与日本富士集成系统公司签署日本高知储能项目EPC框架协议，实现在日本储能市场突破性进展。项目规模为40兆瓦/120兆瓦时，拟采用最新技术电化学储能系统。建成后，将进一步提升该区域风电、光伏消纳能力，优化当地能源结构。中国能建旗下山西院中标泰国EGAT甘加那汶里府诗里纳卡林大坝180兆瓦浮体光伏EPC项目。总装机容量为180兆瓦，覆盖水域约300公顷，除光伏场区外，包括新建一座33千伏开关站，项目开工后，将为当地提供超过500个就业岗位。 当前，新能源产业已成为我国重要的支柱产业，如何保障新能源领域的资源供给，成为中央企业新的时代命题。日前，由中国五矿控股、青海省国资委和青海省国有资产投资管理有限公司共同持股的中国盐湖工业集团有限公司在青海省西宁市揭牌。中国五矿党组书记、董事长陈得信表示，中国五矿将充分发挥全产业链一体化优势特别是科技力量优势，规划好、建设好、运营好世界级盐湖产业基地，打造国家粮食安全的压舱石、新能源产业的稳定器、高端轻金属材料的生力军。光明通万户，电力奋新春。国务院国资委副主任袁野在日前国新办举办的“中国经济高质量发展成效”系列新闻发布会上表示，2025年将保持央企利润总额的稳定增长，资产负债率总体稳定，净资产收益率、研发经费投入强度、全员劳动生产率、营业收现率同比提升，以中央企业高质量发展的实际行动和成效为国民经济持续回升向好作出更大的贡献。

为确保能源的饭碗必须牢牢地端在自己手里，近年来我国能源安全再度被提高到前所未有的高度，需要处理好能源发展与安全、近期与远期、新能源与传统能源之间的关系。2024年政府工作报告提出，强化能源资源安全保障，推进产业结构、能源结构、交通运输结构、城乡建设发展绿色转型。深入推进能源革命，控制化石能源消费，加快建设新型能源体系。 建设新型能源体系需要大力发展风电、太阳能、水电、核电等清洁能源，以及氢能、地热能等新兴能源技术，加强清洁能源与可再生能源在重点工业领域的应用。当前，随着风电、光伏等装机规模持续增长，新能源发电并网运行利用率低等诸多问题亟待解决。必须高度重视能源供给侧与能源需求侧的互动，加强新型电力系统建设，积极推进电源低碳化、安全性和经济性，实现源网荷储深度融合互动，提高现代能源体系对新能源的适应能力与消纳能力。广东、山东、江苏、广西、浙江、辽宁、河北、福建、海南等沿海省份，经济规模大、能源消费总量多，对化石能源依赖强，碳减排任务艰巨，“十四五”及中长期发展面临着电力安全保供、可再生能源消纳、产业绿色转型升级、区域协调发展等形势，必须协同推进能源低碳转型与供给保障，加快构建新型能源体系与电力系统，以适应新能源大规模发展。 在中国明确提出“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”战略之后，核电发展迎来了新的契机。党的二十大报告提出，积极安全有序发展核电。 《“十四五”现代能源体系规划》明确：在确保安全的前提下，积极有序推动沿海核电项目建设，合理布局新增沿海核电项目；到2025年，核电运行装机容量达到7000万千瓦左右。 核电具有清洁、高效、稳定、低成本等特点。沿海省份面对新型能源体系的重大变革，可以充分利用现有能源发展基础与产业特征，推进核电高质量发展，对于确保能源安全与绿色转型，做好碳减排工作，实现绿色高质量发展具有重要意义。 一、沿海省份能源转型面临的形势 1.1发展现状 沿海省份多属于经济较为发达地区和经济负荷中心，综合考虑沿海地区能源消费结构、电力装机与发电比例、主要用能主体、碳排放等情况，随着未来能源需求持续增长，能源消费总量大，对外依存度高，能源结构以化石能源为主的特征短期内难以改变。 （1）能源消费总量大，产业结构偏重，碳排放高 沿海省份多属于经济大省，能源和电力消费总量大，且发展呈现不同程度的“两高”依赖特征，产业结构偏重，对煤炭依赖较强，碳排放高。广东、山东、江苏、浙江、河北等省份年度用电量多年位居全国前列。山东、河北、广东、辽宁等省份碳排放总量远高于全国平均水平。以山东省为例，2022年全省能源消费总量4.82亿吨，占全国能源消费总量的8.9%，排名全国第一；2021年碳排放总量9.47亿吨，位居全国首位；山东省产业结构中，化工、机械、纺织、冶金等行业规模与产量位居全国前列。 （2）能源消费结构以化石能源为主，火电出力大 近年来沿海地区加快能源清洁转型，但总体来看，以化石能源为主的消费结构并没有根本改变，煤炭等化石能源消费总量维持较高水平，火电在电力系统的装机规模和出力贡献仍然较大。如广东省2022年化石能源消费在一次能源消费占比接近73%，火力发电量4440.7亿千瓦时，占总发电量的72.8%；山东省2021年化石能源消费占比达到86%，火电发电量占全省发电量的84%，煤炭消费占比及煤电发电占比高出全国平均水平约8～10个百分点；河北省2012—2021年煤炭占能源消费总量的比重，由88.9%逐步下降至76.6%，但仍远高于56%的全国煤炭消费平均水平，2022年火电发电量占全省总发电量的65.4%。 （3）能源对外依存度高，区外来电占比相对高 沿海省份多为一次能源匮乏地区，煤炭、石油、天然气等较大比例依靠外部调入，省内电力系统发电量不能满足本省用电量，广东、江苏、山东、浙江等多个省相当一部分比例电力来自西电东送和北电南送。 如广东省100%煤炭、80%石油、70%天然气和近30%电力依靠外地调入。山东、江苏省区外来电占比维持在16%～18%水平。辽宁省是东北三省中唯一的净输入电量省份。 （4）海上风电等资源较丰富，新能源产业呈快速发展态势 沿海地区风电资源丰富，特别是东南沿海地区，海上风电、海上光伏、滩涂光伏、渔光互补等发展潜力巨大，我国正在围绕沿海地区建设五大海上风电基地：山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾。宁德时代等新能源产业链代表性企业主要集中于江苏、山东、福建等东部沿海地区。在政策利好和市场需求双重驱动下，沿海省份新能源产业呈现出快速发展态势。如广东积极统筹利用新能源资源和开发条件，推动了新能源开发与产业发展形成了良性互动、相互促进的循环。风力发电机组、逆变器、高效太阳能电池和集热器等研发制造处于全国领先地位，储能技术、充电桩和智能电网建设位居全国前列。 （5）核电形成一定规模，电力保供与节能减排效益显著 我国核电厂目前均位于沿海地区。经过近30多年发展，截至2022年底沿海8个省份在运行核电机组共55台，装机容量为5699.33万千瓦，2022年运行核电机组累计发电量为4177.86亿千瓦时，占全国累计发电量的4.98%。与燃煤发电相比，2022年核能发电相当于减少燃烧标准煤11812.47万吨，减少排放二氧化碳30948.67万吨、二氧化硫100.41万吨、氮氧化物87.41万吨。在浙江、广东、福建、江苏、海南等省份，核电发电占比已经超过全球核电的发电平均水平。核电在发挥绿色基荷电源的同时，按照要求参与电力市场交易和辅助调峰服务，积极拓展核能综合利用，为新型能源体系和电力系统建设做出了重要贡献。 （6）未来电力需求持续增长，用电负荷特性发生变化 “十四五”及中长期，我国沿海省份多处于后工业化、新型城镇化快速发展的阶段。实现高质量发展，经济运行要保持在合理增长区间，能源与电力需求仍将持续增长，电力在终端用能占比不断提升，且第三产业和生活用电量与占比的提高，需求侧的用电结构不断变化，导致夏季和冬季尖峰负荷更加陡峭，用电负荷增速高于用电量增速。 1.2能源转型面临的挑战 （1）新型电力系统建设中电网安全、用电成本抬升等不容忽视 沿海省份在推进新型电力系统建设中，首先要考虑电力的安全供应。随着沿海地区中长期电力需求持续增长，且产业结构调整，用电负荷增速高于用电量增速，沿海地区需要加大布局稳定、清洁、可大规模供应的非化石基荷电源。 其次，未来电力系统呈现出高比例新能源、高比例外来电、高峰谷差“三高”特征，使得电力电量平衡难度增大。光伏、风电的可控出力有限，无法按照需求实时匹配，尤其是大量分布式能源接入后，用电负荷预测准确性大幅下降；电网日内最大峰谷差不断加大，年度负荷呈现出冬夏双峰等特征；外来电受到送端省份电力供需、极端天气等因素影响不确定性增大。 再次，电力系统总体成本呈上升趋势。沿海省份油气资源对外依存度大，受国际价格高位影响，天然气发电成本高。由于沿海省份处于能源供应末端，外来输电成本、发电成本高于周边省份。随着新能源规模和发电量增加，为适应大规模新能源消纳，备用电源、灵活电源投资、电网设施投资等源网荷储等相应各环节建设和运营成本增加，使得电力系统总体成本越来越大。这与降低企业用能成本的宏观政策要求不匹配，削弱了能源行业可持续高质量发展的潜力。 （2）“双碳”目标下两高产业转型升级需要清洁供能方案 沿海省份多为工业大省，产业结构偏重，石油与煤炭加工、化学原料和化学制品制造业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业、电力和热力生产与供应等行业在国民经济增长中的贡献大，对煤炭消费依赖高。虽然近年来相关省份加快转变发展方式，“两高”行业转型升级取得积极成效，但总体来看2030年前沿海各省能源结构与产业体系并不具备实现与化石能源脱钩的条件，钢铁、石化、电力与热力行业仍将是相关省份的支柱产业，能源消费仍维持在高位水平，控碳排放和保经济增长压力大。如广东、山东、江苏、海南等地在加快绿色石化基地建设，山东、河北、辽宁清洁供暖需求仍在增长，河北、江苏钢铁产能保持全国领先，未来将推进产业集群化发展，相关行业新项目建设与绿色高质量发展迫切需要清洁能源替代方案。 （3）大规模清洁能源并网接入和消纳平衡矛盾仍将长期存在 辽宁、河北、福建等省风光资源既要大规模开发又要确保高水平消纳，需要加大力度解决高比例消纳、关键技术创新、稳定可靠性等关键问题。福建、海南、辽宁等省份核电比例相对较高，但缺乏电力外送保障政策机制或足够的电网输出通道设施，调峰资源及其后续开发潜力不足，未来核电面临频着繁参与调峰风险。 （4）核电厂址开发与保护难度加大 随着生态文明建设的持续推进，核电开发中用海、用地和用水资源管理要求不断提高，海洋生态红线、军事管控、交通旅游产业发展等限制因素增多。 公众诉求更加多样化，邻避效应问题凸显。日本福岛核事故明显加剧了国内公众对核能的负面认知和恐惧，放大涉核项目的邻避效应，导致了“望江”“江门”“连云港”等一系列涉核重大邻避事件的发生。沿海不同地区、不同群众在不同的发展时期，对核能有着不同认识和需求。 （5）氢能等新型能源技术支撑力尚且有限 当前，氢能、储能、碳捕集与利用等新技术应用仍处于起步阶段，距离规模化发展仍有较大的时间窗口，地热能、海洋能、天然气水合物等资源丰富的新能源尚处于示范和试采阶段，开发成本较高。根据相关政策规划，我国氢能产业到2030年才形成产业化应用生态，在能源绿色转型中起到重要支撑作用；新型储能到2030年才实现全面市场化发展。我国碳捕集与利用（CCUS）发展仍处于工业示范阶段，在项目规模、技术集成、海底封存、工业应用等方面与国际先进水平存在着差距。上述新型能源开发与利用技术远未达到产业化阶段，预计2030年前对于能源转型贡献较弱。 二、核电在沿海省份未来能源转型中的贡献分析 2.1保障电力系统安全，满足地区经济增长对于绿色电力的需求 核电稳定高效，绿色低碳，适于承担电网的基本负荷及负荷跟踪，同时可以提高电力系统的转动惯量水平和阻尼能力，提升电力系统运行的安全性和可靠性。核电与发电波动性强、不易调度以适应电力需求的可再生能源，形成了很好的补充。针对沿海省份风光发电比例逐步上升等情况，充分发挥核电在未来新型电力系统的贡献，有利于电网对风光等间歇性可再生能源的大比例消纳，确保本省电力系统的安全和稳定供应。 2.2为“两高”行业提供绿色供能，助力产业升级和“双碳”目标实施 核能发电能量密度高，电力生产过程中不排放温室气体，碳减排效益显著。与燃煤发电相比，核电每百万千瓦核电机组每年可以等效减排二氧化碳600万吨以上。核电可以在实现“双碳”目标过程中，较大规模地替代燃煤发电以及燃煤供汽、制冷，开展包括海水淡化等的综合利用，将为沿海地区高能耗、高碳排放行业深度脱碳提供绿色清洁供能方案。通过打造核能与火电、新能源等互补发展模式，可以满足冶金、石化、电解铝等工业生产过程的稳定用能需求，缓解地方经济和产业发展对化石能源消费的依赖，大幅降低碳的排放。 2.3助力地方科技创新和经济发展，带动产业链上下游关联产业落地 核能是高科技战略产业。核科技创新的辐射带动作用巨大，对材料、冶金、化工、机械、电子、仪器制造等几十个行业的加工技术和工艺水平具有显著拉动作用。核电项目一次性投资金额大、产业链条长、建设周期长，建设过程中对多个产业形成直接和间接的拉动作用。发展核电项目，能够促进沿海经济、就业、人文等协同发展，促进产业转型升级。沿海省开展核能综合利用，发展基于核能技术的海水淡化，有助于培育发展海洋新兴产业。当前新一轮科技革命和产业变革正在重构全球创新版图，以核电项目需求为牵引，大力支持核能科技创新，发展先进核能技术及关联产业，汇聚核产业资源要素，有助于提高沿海地区的科学技术水平，助推新时代高质量发展。 2.4降低对外出口产品的生产碳排放，降低欧盟碳关税影响，提高国际贸易竞争力 广东、浙江、海南等沿海省份多为贸易大省，近年来对美国、欧盟贸易规模不断创新高。2023年5月，欧盟碳边境调节机制（CBAM）法案正式生效，将从2026年起对进口产品征收碳关税，初期涉及钢铁、铝、水泥、化肥、电力和氢六个行业。目前，我国碳价水平远不及欧盟。如果以欧盟碳关税的标准对来自中国的产品收税（补足差额），长期来看将影响中国出口企业的成本测算、产品定价，乃至企业竞争力。 尽管碳关税目前只涉及六个行业，特别是对中国的钢铁、铝产品出口承压较大，但相关的产业链将因此产生连锁反应，且通过一般均衡效应将会波及整个经济体。 根据冶金工业规划研究院初步估算，我国钢铁行业每年需要向欧盟支付2亿～4亿美元碳税。考虑到未来沿海地区仍以火力发电为主的情况，欧盟碳关税的实施将增加沿海地区高碳产品出口企业的经营成本，削弱国际竞争力。推动核电发展，通过改善沿海地区能源结构，推动钢铁、铝等重点行业绿色转型，建立低碳循环生产方式，有助于降低出口产品的碳排放水平，适应国际绿色贸易规则，同时展现良好责任形象。 2.5保障服务国家重大战略实施，更好发挥区位功能 沿海省份作为国家重大区域发展战略和清洁能源基地开发的责任主体，被赋予极为重要的功能定位，“十四五”及中长期发展迫切要求能源协同与绿色发展。如河北作为京津冀协同发展的重要一环，国家要求河北建设成为京津冀和雄安新区的清洁能源供应保障基地。“长三角区域一体化”发展规划要求江苏、浙江等坚持绿色共保，共同打造绿色发展底色，打造高质量发展样板区。“东北全面振兴”战略有力推动辽宁核电、风电、太阳能、氢能等新能源产业实现跨越式发展。国家支持山东深化新旧动能转换，要求山东建设成为绿色低碳高质量发展先行区，促进非化石能源大规模高比例发展。推动核电发展，建立安全可靠、多元支撑的清洁能源保障基地，有助于完善地区能源战略布局，提升区域能源保障能力，为落实乡村振兴、大气污染防治、打造对外开放合作门户、促进区域协调发展等提供重要的支撑。 三、沿海省份核电高质量发展策略建议 综合考虑沿海省份中长期能源需求与未来转型面临的形势，沿海省份应在现有的政策规划基础之上，为更好地推进核电高质量发展，应重视以下方面工作。 3.1夯实核电在新型电力系统中的基荷电源地位 综合考虑中美对抗、俄乌冲突、油气供应等外部形势，沿海省份能源安全与低碳转型任务艰巨，核能对于提高能源安全保障水平，促进碳减排的重要性进一步凸显。核能是沿海省份建设新型能源体系和电力系统的重要支撑，是沿海省份实现“双碳”目标的重要战略选择。建议沿海省份夯实核电在未来本省电力系统中的基荷电源地位，“十五五”积极推进核电项目纳规与核准工作，以提升中长期核电在地区电力消费结构中的比例，充分发挥其在保障能源安全与碳减排领域的潜力。 3.2推进核能综合利用示范与推广 发挥核能的减排贡献，支持发展三代压水堆、高温堆、低温供热堆、小型模块压水堆等技术在“供汽、供暖、制氢、海水淡化、海岛开发”等方面的应用，特别是针对辽宁、河北等地的清洁用能需求，因地制宜地为石化、钢铁、热力等高耗能和淡水缺乏行业提供低碳供能方案，在清洁取暖、工业生产、建筑供冷供热、交通运输、生活消费等领域，促进核电在更大范围实现电能替代，发挥积极的作用。 3.3做好公众沟通与厂址保护工作 针对核电开发中公众诉求多样化、邻避效应等挑战，建议构建政府主导、政企合力的公众沟通工作机制。由省政府牵头，统筹省市各级、政企各方资源，形成职责清晰、充分联动、有效监督的公众沟通工作机制，做好核电厂址同周边地区的沟通协调。针对核电新厂址与地方开发存在冲突、稀缺厂址资源面临被大量破坏等风险，沿海省份政府应加快完善厂址保护相关细化政策。核电企业的加强核电厂区内配置方案与周边地方政府、周边企业的合作，共建绿色环保、协调发展的核电园区。 3.4支持开展中小型火电厂退役转换研究，推进核电替代 未来二十年左右时间，我们沿海省份特别是山东等地，将有一定规模的中小型煤电机组面临退役，加快内陆适宜性反应堆的开发利用，实时运用核电技术替代中小型火电机组，可成为缓解环境保护、节能减排与经济发展和社会稳定之间矛盾的重要手段。建议地方政府结合厂址条件，支持对即将退役的中小型火电厂址转为核电厂址进行可行性研究，提前规划，逐步推进实现绿色能源替代。 3.5推进核能与新能源、储能、氢能等协同发展 沿海地区有关政府部门应统筹考虑、系统谋划推进核能与其他清洁能源的协同发展，推动打造核热风光储多能互补综合性清洁能源基地。鼓励支持新建核电项目与海上风电项目共享配套的电力送出系统，由政府或电网公司进行送出线路的统一规划，实现工程设施的集约化使用，避免造成送出线路的无序建设、建设成本过高和用海资源浪费等问题。支持核能企业通过核储联合运行、电力辅助服务补偿等方式参加电网负荷调节，避免核电机组长期、快速、频繁、深度的功率升降，从而更好地发挥核能在新型电力系统的作用。统筹海洋生态保护与核电项目开发建设，进一步规范用海管理，在国土空间规划、生态保护红线、海岸带综合保护与利用规划、近岸海域环境功能区等规划编制与调整中，做到海上风电与核电项目建设的统筹兼顾。 3.6提高核电的省内消纳和跨省交易水平 沿海省份应持续提升核电省内消纳能力。推动加快省内抽水蓄能电站建设，加大既有热电联产机组、燃煤发电机组调峰灵活性改造力度，改善电力系统调节性能。进一步完善电力市场和碳市场建设的协调政策和协同机制，促进电力能源结构调整目标与碳市场配额分配等的有效衔接。电力富裕省份应大力推动核电在更大范围内跨省交易，保障清洁能源外送通道与保障机制的持续有效性。前瞻性构建配套送出工程、储能建设、电源灵活性改造等的成本疏导机制，支持面向周边省份的输送，鼓励受端市场主体优先消纳核电外送电量。 3.7考虑好乏燃料与放射性废物管理工作 随着沿海地区核电规模逐渐增加，核电厂运行产生的乏燃料与放射性废物年产生量和累积量将会进一步增加。乏燃料与放射性废物的处理处置，已成为当前影响沿海核电发展的重要因素。建议政府考虑好乏燃料与放射性废物管理工作，支持核能企业建立健全公海铁联运能力，协助做好公海铁联运体系前端铁路运输接轨工作，支持核电业主采用先进的放射性废物处理工艺，减少废物体积。在新核电项目建设中，要提前规划好乏燃料与放射性废物临时储存设施配套建设，制定完善的外运方案，以解决好后顾之忧、消除公众顾虑。 四、结论 沿海省份新型能源和电力系统建设中，伴随着风光等新能源的快速发展，面临着电网系统安全、用电成本抬升等问题不断显现，实现电力电量平衡难度增大，钢铁、石化、热力等省内重点产业面临着持续的绿色转型与降碳压力。 发展核电有助于保障沿海省份电力系统安全，满足地区经济增长对于绿色电力的需求；能够为高耗能高排放领域提供绿色解决方案，助力产业升级和“双碳”目标实施；有助于带动核电产业链上下游关联产业落地，推动地方科技创新和经济可持续增长；有助于完善地区能源战略布局，为落实乡村振兴、大气污染防治、打造对外开放合作门户、促进区域协调发展等提供重要支撑。 为更好推进沿海省份核电高质量发展，满足“双碳”目标和新型能源与电力系统建设要求，需要进一步夯实核电在本省新型电力系统中的基荷地位，充分发挥其在保障能源安全与碳减排领域的潜力；通过推进核能供暖、工业供汽、核能制氢等创新发展，不断拓展核能的应用场景；坚持统筹规划，因地制宜，推进核能与新能源、储能、氢能等协同发展，构建多能互补的能源供给体系。