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，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，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 ） 2010 年；（ c ） 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，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?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到?91.8?億千瓦時、71?億千瓦時，棄風率分別為?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，棄光率為?11%。
黃河流域電力產業綠色化發展路徑
火力發電產業綠色化發展路徑
促進火電去產能，提高火電清潔高效利用程度
2015?年原環境保護部、國家能源局和國家發展和改革委員會（簡稱“國家發改委”）聯合發布《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》，2017?年國家能源局發布《關于推進供給側結構性改革防范化解煤電產能過剩風險的意見》，2018?年國家發改委發布《燃煤自備電廠規范建設和運行專項治理方案（征求意見稿）》。盡管黃河流域火電發展具有突出的煤炭資源優勢，在電力生產與供應中處于絕對的主導地位，但是火電機組裝機過剩、供電煤耗偏高、利用小時數偏低、自備電廠眾多等問題也非常突出。在政策規制和生態環境保護的雙重壓力下，黃河流域火電綠色化發展充滿挑戰。
基于流域內煤電產能過剩的現狀，黃河流域尤其是山西、內蒙古、陜西等省份需要加強煤電規劃建設，嚴控火電尤其是煤電項目投資，并正視火電發電設備平均年利用時間偏低的問題；同時，應有序關停技術落后、排放不達標、等級規模偏小的發電機組，規范自備電廠管理整治。根據研究數據估計，黃河流域自備電廠裝機總量約在?1?000?萬—1?500?萬千瓦，主要出現在山東和山西轄內。自備電廠數量偏多直接導致流域內小規模等級火電機組占比過高，發電設備利用小時數偏低。但必須注意的是，自備電廠的大量出現具有特定的歷史背景，改革涉及企業運行成本上升、就業保障等棘手問題，有待進一步妥善解決。應繼續推進煤電超低排放改造，降低供電標準煤耗，促進煤電清潔高效發展；還應充分發揮流域內煤層氣資源優勢，推動氣電發展，提高火電清潔程度。
促進輸配電電力改革，探索“煤電聯營”等資源型產業融合發展路徑
良好的煤炭資源儲備和煤電基地的戰略意義決定火力發電在未來一定時間內仍將處于主導地位。為克服當前用電需求偏低、外送能力不足導致的火電生產效率偏低的問題，應進一步加強跨華北電網和西北電網建設，促進跨省跨區輸電通道建設和制度創新。重點解決以蒙西、山西電網為送端、以京津冀、南京等地為受端的輸電通道建設滯后問題；進一步發展超高壓遠距離輸電，推動華北電網內西電東送、北電南送格局的形成，推動火力發電的進一步提升。
為了充分發揮流域內煤炭資源稟賦，可通過開展“煤電聯營”試點工作探索資源型產業融合發展路徑，促進煤、電兩大資源性產業共同進步。例如，在煤炭產地建設坑口電廠，打造煤電復合生產基地，從而減少不合理運輸，以及火力發電帶來的大面積污染問題，同時推動流域內經濟發展。近年來，國家發改委和國家能源局致力于推動“煤電聯營”，以解決長期存在的煤電發展矛盾。2016?年，國家發改委發布《關于發展煤電聯營的指導意見》，2018?年國家發改委、國家能源局聯合發布《關于深入推進煤電聯營促進產業升級的補充通知》，2019?年10月國家發改委、國家能源局印發《關于加大政策支持力度進一步推進煤電聯營工作的通知》，都釋放出強烈的改革信號。
可再生能源發電產業綠色化發展路徑
通過“煤電靈活性改造”“水光互補”等手段解決風電、太陽能發電消納問題
促進風電、太陽能發電發展的關鍵在于解決風電、太陽能發電消納問題，降低棄風、棄光率。棄風、棄光問題頻發的主要原因是黃河流域電力裝機增速與負荷增速不匹配、以熱電聯產為主的火電系統調峰能力不足、本地消納能力偏低的同時電力送出能力不足等。棄風、棄光問題的解決需要各種電源、各個主體共同協作。
煤電相較于水電等發電方式具有更高的靈活性，因此其成為電力系統提供調節能力的主力電源。推進煤電的靈活轉型將有助于提高電力系統調峰能力，保障新能源消納。2016?年開始，國家能源局在全國遴選了?22?個煤電項目開展靈活性改造試點，黃河流域共有?4?個電廠入選；其中，內蒙古北方臨河熱電廠?1、2號機組已經完成改造。山西也在?2019?年提出的能源革命綜合改革試點?15?項重大舉措中指出，要加快開展煤電機組靈活性改造試點，充分利用現役煤電產能，建設“華北地區調峰基地”。
在增量空間有限的情況下，黃河流域水電發展近年來主要以優化提升為目標，開創了“水光互補”運行機制，提高可再生能源系統利用效率。由于水能資源與太陽能資源之間存在較好的客觀互補性，間歇性、波動性、隨機強的光伏電站與運行靈活、啟動迅速、適應性強的水電站互補運行將促進太陽能發電消納。2013?年初，國家電力投資集團黃河上游水電開發有限責任公司依托龍羊峽水電站，建設了?850?兆瓦水光龍羊峽水光互補光伏電站，首創“水光互補”運行機制。龍羊峽水電站的成功投產驗證了這一措施的合理性和有效性。
理性規劃與投資建設，協調風電、太陽能發電主力地區資源稟賦與本地消納，以及風電、太陽能發電與火電等主體間的發展矛盾
從前文所述可知，黃河流域西北部地區雖然擁有豐富的風能與太陽能資源以及遼闊的土地，適宜于大規模風電與太陽能發電設施的建立，但同時也受到人口和經濟體量的限制，本地消納能力偏低問題的影響，區位條件對風電、太陽能發電發展利弊皆有。同時，風電、太陽能發電發展也與火電發展之間產生了一定沖突，保證可再生能源發電消納的同時將影響火電機組的發電效率。面對風電、太陽能發電發展的矛盾性問題，以及當前可再生能源發電補貼退坡趨勢，未來風電、太陽能發電發展應加強規劃，理性投資建設，著力減少棄風、棄光率，與火電發展形成良性互動關系。
通過推動電力技術進步和體制機制創新帶動區域發展
電力產業的發展離不開相關技術的進步，包括儲能技術、材料技術、智慧電網等多個方面。推動技術研發與攻關也將促進相關制造業、服務業部門的協同發展，拓展能源全產業鏈條，這對于黃河流域廣大資源型城市擺脫資源依賴，培育接續替代產業至關重要。以太陽能發電為例，黃河流域內采煤沉陷區眾多，在沉陷區內建設光伏發電基地已經成為采煤沉陷區綜合治理的重要手段之一。黃河流域現已建成山西大同、山西陽泉、內蒙古包頭、內蒙古烏海、山東新泰等采煤沉陷區光伏發電應用領跑基地，促進電力結構綠色化發展的同時帶動沉陷區綜合治理，產生了良好的社會效益和經濟效益。與此同時，電力產業的發展也需要加強機制創新，進一步推進以輸配電價改革、增量配電改革、售電業務改革為主的電力改革，從而充分發揮本區域的能源優勢，降低企業用能成本，推動區域經濟的整體發展。
主要結論
通過對黃河流域內微觀電力企業數據的統計分析和對相關政策的梳理，本文主要得到以下?4?點結論。
從總體上來說，火電裝機總量和發電量在黃河流域電源結構中占有絕對優勢，水電整體趨于穩定，太陽能發電和風電在全國范圍內的領跑地位突出。分地區來看，山西、內蒙古和陜西是火電發展主力地區，內蒙古、寧夏和甘肅風電發展迅猛，內蒙古、寧夏和青海是太陽能發電的主要增長地區；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。
黃河流域電力產業現存問題主要表現在火電裝機嚴重過剩、發電效率低下、技術水平偏低，火電發展情況與流域內豐富的煤炭資源儲量和煤電基地的戰略定位不相匹配，同時造成較大的生態環境壓力。而水電發展長期滯緩，增量空間極其有限，風電、太陽能發電本地消納和外送能力不足，棄風棄光問題頻發，可再生能源發電對當前電力結構的改善作用有限，同時可再生能源的發展也與火電發展之間出現一定的矛盾。
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雙重影響，可再生能源發電對這兩大因素更加敏感，在黃河上游地區出現資源稟賦與用電需求的矛盾。
黃河流域電力產業綠色化發展主要路徑包括：促進火電去產能，提高火電清潔高效利用程度；促進輸配電電力改革，探索“煤電聯營”等資源型產業融合發展路徑；通過“煤電靈活性改造”“水光互補”等手段解決風電、太陽能發電消納問題；理性規劃與投資建設，協調風電、太陽能發電主力地區資源稟賦與本地消納，以及風電、太陽能發電與火電等主體間的發展矛盾；通過推動電力技術進步和體制機制創新帶動區域發展。（馬詩萍、張文忠，中國科學院地理科學與資源研究所中國科學院區域可持續發展分析與模擬重點實驗室。《中國科學院院刊》供稿）