内蒙古、新疆及四川各自发挥着怎样的角色？
在《枪炮、病菌与钢铁》一书中，作者贾雷德·戴蒙德提出了一种“地理环境决定论”，认为地理环境的差异是导致不同大陆社会发展轨迹不同的关键因素。 书中指出，亚欧大陆的主轴是东西向的，而美洲和非洲则是南北向的，这种轴向差异对社会发展产生了深远影响。由于纬度相同，亚欧大陆的东西向轴线使得驯化的动植物能够在相似的气候和生态系统中快速传播，促进了农业的迅速发展和人口的增长。这导致亚欧大陆较早形成发达农业，进而促进了人口增长、国家形成、技术进步，并最终在全球竞争中占据优势。 相比之下，美洲和非洲的南北向轴线导致了气候和生态系统的巨大差异，使得驯化的动植物难以在不同纬度之间传播。例如，马匹从未越过赤道传播到撒哈拉以南非洲。这种地理隔离限制了美洲和非洲的技术和文化发展。 1972年7月，在新几内亚当地研究鸟类演化的贾雷德·戴蒙德并未知道，在工业信息化文明如此发达的五十年后，这种“地理环境决定论”依然在暗中执笔……
近日，我国31个省市自治区2024年规模以上工业企业的发电量数据正式发布。内蒙古以8179.7亿千瓦时位列第一，广东省与江苏省紧随其后。
我们再来看一下2024年各省市区的全社会用电量数据，前五位分别为广东9121.03亿千瓦时、江苏8486.93亿千瓦时、山东8319.72亿千瓦时、浙江6780亿千瓦时和内蒙古5193.4亿千瓦时。
对比发电与用电数据，在规上发电量4500亿千瓦时以上的省份中，除去广东、江苏、山东、浙江等传统沿海经济地区，剩下的内蒙古、新疆和四川属于典型的电力电量外送省份，并且可以分别对应风电、光伏、水力这三种可再生能源发电方式。
这三个省区的装机/发电结构如何？全国电力调度的总体情况和规划路线是什么样的？这背后是否有其隐含的地理密码？这一类地理特质又给当地带来了怎么样的产业形态？接下来我们将一一分析解答。
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内蒙古 vs 新疆
内蒙古自治区是我国的一个省级行政区，其地理位置跨越了多个地理分区。内蒙古的西部（如阿拉善盟、巴彦淖尔市等）与西北地区的地理特征较为相似，以干旱、半干旱气候为主，有沙漠和戈壁；而内蒙古的中部和东部（如呼和浩特、赤峰、通辽等）则与华北地区的地理特征较为接近，以草原和丘陵为主，气候属于温带大陆性气候。
自然资源的独特性带来了内蒙古地区风光发电的无限潜力。据报道，内蒙古风能技术可开发利用量达到1.5亿千瓦，占全国可利用风能储量的40%。另一方面，内蒙古的年日照时数在2600-3400小时之间，技术可开发的太阳能资源约为94亿千瓦，约占全国的21%。
观察风电光伏的年发电量，2024年内蒙古地区规模以上风力发电量为1643亿千瓦时，遥遥领先于第二的新疆707.9亿千瓦时；规模以上太阳能发电量为310.4亿千瓦时，排名第二仅次于新疆。可以说，内蒙古和新疆完全占据了我国新能源发电的第一第二。
虽然风光发电的表现十分亮眼，但是实际上，在内蒙古8179.7亿千瓦时的规上发电量中，有75%以上的电量为火力发电，火力发电量达到了6177亿千瓦时。
这与内蒙古本身的煤炭产量有一定关系。2024年“煤老板”山西省产煤约12.69亿吨，占全国总产量的26.7%；内蒙古产煤更多，约12.97亿吨，占全国总产量的27.3%。丰富的煤炭资源支撑起了内蒙古庞大的火电产出，火力发电量全国第一。
我们再来进一步观察内蒙古的发电装机结构。
截至2024年底，内蒙古地区累计发电装机25772万千瓦，位列全国第一。其中，火电装机12107万千瓦，位列全国第三；太阳能装机4821万千瓦，位列全国第五；风电装机8599万千瓦，位列全国第一。总体上看，火电和新能源各自占据了发电装机第一大省的半壁江山。
（注：尽管新能源装机占比已经超过了火电，但就实际发电量而言，火电依然占据绝对主导地位。这与发电设备的实际利用小时数有关，因为发电量=发电功率×时间，也就是千瓦时=千瓦×小时。一般来说，火电的年利用小时数在5000左右，风电在2000左右，而光伏仅有1200左右，相差达到数倍。）
我们来看一下与内蒙古装机/发电结构非常相似的“孪生兄弟”——新疆。
2024年，新疆地区的规上发电量为5313.2亿千瓦时，同比增长5.8%，在全国排名第五。其中，火力发电3873.1亿千瓦时，占比72.9%，位列第五；水力发电351.9亿千瓦时，占比6.62%；风力发电707.9亿千瓦时，占比13.32%，位列第二；太阳能发电380.37亿千瓦时，占比7.16%，位列第一。
就其装机规模而言，截至24年底，新疆的发电装机规模为1.92亿千瓦，同样排名全国第五。其中，火电装机为7708万千瓦，水电装机为1078万千瓦，风电装机为4708万千瓦，光伏装机为5680万千瓦。
通过对比可以发现，这两个地区均属于火电大省，火电发电量占比75%左右，火电成本极低。同时，二者拥有得天独厚的风光资源，新能源装机均超过火电，总体装机结构较为相近。此外，风光发电量占比均超过20%，高于24年全国的14%，是全国新能源发电前二地区。
虽然二者的装机/发电结构非常相似，但就外送电量而言，2024年全国外送电量前五的地区分别为内蒙古3084亿千瓦时、云南1790亿千瓦时、山西1547亿千瓦时、四川1287亿千瓦时、新疆1213亿千瓦时，二者相差甚远。在这里我们短暂的搁置一下对这个问题的原因分析，先来讨论一下水力发电大省——四川。
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流水滔滔不绝
水电是一种非常有特点的发电方式。
一方面，水电站的建设需要依赖丰富的水资源和合适的地形条件，例如河流落差较大、水量充沛的区域，这使得水电站的选址明显受到自然条件的约束；另一方面，水电的度电成本可以说是所有主流发电方式中最低的，大量集中于初期的投资建设成本。虽然不同水电站的度电成本有所差别，但总体来说度电成本是火电的1/3-1/2，在丰水期具有绝对优势。
2024年，四川省以3814亿千瓦时的水力发电量排名全国第一；第二是云南省，全年水力发电3107.3亿千瓦时，这也是其外送电量全国第二的一大原因；其后三位分别为湖北1246.5亿千瓦时、广西540.3亿千瓦时和贵州532.4亿千瓦时。可以发现，我国的水力资源主要集中于西南地区，而四川和云南领先于其他身份多个身位。
我们来看一下四川省的装机规模与规上发电量结构。
根据四川省的政府工作报告，2024年四川新增电力装机1002万千瓦、总装机近1.4亿千瓦。其中，四川省水电装机约1亿千瓦，占省电力装机总容量的七成以上；占到全国水电装机总容量的23%左右，位居全国第一。而根据《四川省电源电网发展规划（2022—2025年）》，到2025年电力装机规模将达到1.66亿千瓦，水电、火电、风电、光伏发电占比分别调整为64.1%、16.6%、6.0%、13.3%。也就是火电约2750万千瓦、水电约10650万千瓦、风电约1000万千瓦、光伏约2200万千瓦。
发电量方面，2024年四川省的规模以上工业企业总发电量为5053.5亿千瓦时，同比增长6.8%，在全国排名第六。其中，火力发电970亿千瓦时，占比19.19%；水力发电3814亿千瓦时，占比75.47%；风力发电187.9亿千瓦时，占比3.72%；太阳能发电81.59亿千瓦时，占比1.61%。水力发电量占比超过了3/4，几乎全部为水力发电，这与全国的发电结构对比悬殊。
了解了发电/送电大省内蒙古、新疆与四川的装机/发电结构，我们来进一步观察其外送情况以及这背后的某种“地理玄学”，并希望解析这一地理密码来通览我国的电力调度版图。
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差异在哪里
首先需要解释一下内蒙古的电网体系。
内蒙古电网由于历史原因分为国网内蒙古东部电力（通辽、赤峰、兴安盟、呼伦贝尔）和蒙西电网（包头、呼和浩特、乌兰察布等八个盟市）。其中，蒙东地区通过国网在2024年完成外送电量2122.6亿千瓦时，蒙西电网截至24年10月实现“网对网”外送电量188.54亿千瓦时、“点对网”外送电量56.05亿千瓦时。
蒙东地区虽然面积更小，但更多的承担起了国内电量调度的责任，其外送电量约占内蒙古地区的70%。蒙西地区虽然拥有着更低的新能源发电成本，但其外送方向仅包括华北、蒙古国和陕西，外送电量的绝对值并不大，这是多种原因导致的。当然，蒙西地区也有其特点，它自身形成了较为成熟的电力现货市场，是目前国内首个“单轨制”现货市场，可以作为此次新能源全面入市的“体验服”。
我们回到最初讨论的外送电量。
2024年，内蒙古全社会用电量为5193.4亿千瓦时，规上发电量为8179.7亿千瓦时，外送电量为3084亿千瓦时。内蒙古的外送电量约占该地区全社会用电量的59%，是名副其实的外送大省。
对于新疆，2023年新疆全社会用电量3821亿千瓦时，2024年同比增速为10.8%，预计将达到4234亿千瓦时。同时，新疆地区2024年规上发电量约为5313.2亿千瓦时。另外根据新疆电力交易中心的数据，2024年新疆地区外送电量1267亿千瓦时。另一个口径的外送电量数据是1213亿千瓦时，但总体而言该地区外送电量约占全社会用电量的29%。
对于四川，根据硕电汇的数据，2024年四川省全社会用电量为3999.69亿千瓦时，全口径发电量为5487.19亿千瓦时。根据中电联的数据，2024年四川省向外输送电量1287亿千瓦时，计算可得外送电量占全社会用电量的32%。
可以看到，内蒙古外送电量的绝对值和占比都遥遥领先，新疆与四川到底相差在哪？四川的水电是否还有更大的潜力呢？
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地理密码与特高压规划版图
其实有很大一部分原因就是这种“地理环境决定论”。
内蒙古地区占据了我国地图这只公鸡的背脊，呈对角线走向，向毗邻的多个省份全面辐射。其延伸出的特高压通道宛如一条条“触手”，能够快速触达京津冀这类重要的政治经济地区，里程短、选择多。再叠加自身天然的火、风、光资源禀赋，其装机第一、外送第一的地位便可以理解了。
相比而言，新疆地区虽然电价更低，但是由于自身经济基础以及地理位置的原因，新疆的外送选择非常有限，并最终导致了外送电量占比相对较低。此外，四川地区由于更加优越的地理位置，在2015年前就已分别建成通往江浙沪的特高压通道，未来潜力巨大。
具体来看，在我国已投运的40条左右的特高压线路中，内蒙古、新疆和四川的条数达到了17条，将近全国的一半。
内蒙古的特高压线路条数较多且建成年份偏早，是我国电力调度的第一选择。2024年，蒙东地区精益运维“五交三直”特高压及23回超高压通道，最大外送电力4169万千瓦，同比增长24%，最大外送电力可满足浙江省高峰电力需求的1/3以上。2024年特高压通道外送电量1440亿千瓦时，占外送电量的一半，累计外送突破6400亿千瓦时。
根据中电联的报告，2024年全国完成跨省输送电量2.0万亿千瓦时，同比增长7.1%，略高于全国全社会用电量的6.8%。其中，内蒙古（3084亿千瓦时）、云南（1790亿千瓦时）、山西（1547亿千瓦时）、四川（1287亿千瓦时）、新疆（1213亿千瓦时）5个省份净输出电量规模超过1000亿千瓦时。
2024年我国全社会用电量约9.85万亿千瓦时，跨省输送电量约占全社会用电量的20%，未来这一比例或将进一步加大。近两年开工建设的“九直五交”以及“十五五”期间规划的30多条特高压线路覆盖了更多地区，除了传统的内蒙古、新疆和四川外，还包括甘肃、青海、陕西、宁夏、山西等等。国家正在通过建设特高压线路，打破地域限制，实现电力资源在更广范围内更加优化的配置，提升全社会的能源利用效率和成本，这是国家意志的体现。
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外卖生意
那么送电到底赚不赚钱呢？我们来粗算一下因投资特高压建设而增加的输配电成本。
在我们过去的文章《狂飙的特高压》中，我们知道一条1000公里以上的特高压直流线路的投资额一般在200-300亿元左右，但也要看线路沿途的地貌情况。假设一条1000公里左右的线路投资额为250亿元，年送电量按400亿度，分30年折旧，贷款利率4.5%，运维费用按总投资的1%，那么每度电的输电成本约为4.5分。假设年送电量300亿度，这一输电成本将达到6分。当然这只是一个非常粗略的测算，只能够体现数量级层面的关系。
若按经验估算，有报道称假如内蒙古输往广东这类最远的地区，输送距离约2000公里，其输配电成本为0.1元/度。作为对比，成都到江浙沪的距离约为1500公里，呼和浩特到江浙沪的距离约为1200公里，到京津冀仅400公里。并且，内蒙古向东部沿海地区的线路会穿过大片的华北平原和长江中下游平原，建设成本更低，其输配电加价预计能够控制在数分以内。
我们知道，蒙东和蒙西电网的煤炭标杆电价分别为0.3035元/度和0.2829元/度，其实际新能源度电成本将更低。相比于内蒙古电力外送的北京、上海、山东、江苏、西藏等十多个省市区，北京电价稍低但胜在距离近，江苏、山东、上海等地都拥有1毛左右的溢价。我们假设其外送的度电利润能够达到5分，那么若按目前每年3000亿度的外送电量，将产生150亿元的利润。总体而言，大概有10%-20%的利润率。
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塑造产业形态
确实，优越的地理位置丰富了外送通道的选择，也增加了当地的收入来源。但同样不可忽略的，丰富的火水风光资源才是这一类省份的根本，低价的电力同样塑造着当地的产业形态。
我们都知道高耗能企业对电价是非常敏感的，这一类地区承接着这一类产业的落地，我们这里就拿新能源产业本身来举例。
目前我国多晶硅名义产能约300万吨，TOP2的通威股份和协鑫科技产能分别超过了80万吨和40万吨，CR2超过40%。其中，通威股份超过一半的产能位于四川和云南两大水电地区，其余则在内蒙古，协鑫科技也有10万吨的颗粒硅产能位于四川。低价的水电给予了两大多晶硅龙头无可替代的成本优势，也使得这类公司在当前惨烈的行业出清阶段保持了足够韧性。
我们简单计算一下。2023年多晶硅的行业综合电耗为57度/公斤，假设电费能够领先1毛，其单公斤成本就能领先5.7元，占行业均价（42元/公斤）的13.6%。而根据中国光伏行业协会的预计，多晶硅综合电耗下降趋缓，到2026年行业平均能降至54度/公斤，相当于单公斤成本下降不到3元。换句话说，在行业充分竞争、成本极致压缩的情况下，电价成本领先的优先级将高于节能技术本身。
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水电大省的烦恼
当然，过于依赖水电的装机结构也有一定局限性。
据报道，2024年8月21日四川电网单日最大负荷两次创下历史新高，达到6797万千瓦，同比增长13%。要知道，虽然6-10月的丰水期与夏季用电高峰是基本匹配的，但实际上假设遇到连续数日的极端高温天气再加上没有降雨，水库的水位是很低的，这就造成了短期的矛盾。
一般而言，火电的出力能达到额定功率的80%以上，而新能源出力普遍在50%以下，20%-30%非常常见，水电则介于二者之间。根据硕电汇的数据，截至2024年底四川火电装机约2158.5万千瓦、水电装机约10216.9万千瓦。此外，新能源装机合计占比约14%，在高峰时期的出力可忽略不计。所以说，如果按平均值来计算，四川省自身满足6000万千瓦以上的用电负荷是没问题的，但在极端天气下，往往会出现电力供需的短期不匹配。这种电力供给不足更多的体现在居民端，这也是每年夏天四川停电限电新闻频发的原因之一。
目前四川省也在积极做出改变，尽全力调整过于单一的装机结构。前文提及，根据《四川省电源电网发展规划（2022—2025年）》，到2025年水电装机的占比将降至64.1%，火电和新能源的发电占比分别升至16.6%和19.3%，多种发电类型统筹兼顾。
另一方面，四川在2020年后迎来了特高压的加速建设，目前正在规划建设攀西—川南—天府南特高压交流工程，以及疆电入川、藏电入川、陇电入川的特高压工程等。四川省正在充分发挥其地理位置优势和自身资源潜力，逐步由“水电大省”转向一个“空中接力”的“电力枢纽省”。
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尾声
翻开中国的电力版图，内蒙古、新疆、四川犹如三块拼图，用各自先天的地理条件勾勒出能源流动的隐秘脉络。当我们将目光投向这些送电大省的时候，会再次发现贾雷德·戴蒙德的"地理环境决定论"始终暗流涌动。
内蒙古东西横跨2400公里的辽阔疆域，坐北望南，恰似我国电力版图的"黄金分割点"，让每度电都能找到最短的东进南下路径；地处欧亚大陆腹地的新疆虽无内蒙古的区位优势，但依然凭借着足够低的电价承接着大量高耗能产业的内陆转移；而四川更是有着独一无二的水电优势，以75%的水力发电构建出了成本壁垒，既为江浙沪等地输送了大量的低价电力，更孕育出了自身的产业形态……
随着一条条特高压的银线穿云，中国电力版图的每一次脉动似乎都在印证：地理从未真正退场。在碳中和与AI的宏大叙事下，这些"地理玄学"的破译者，正在用现代科技为古老的地理法则续写新的注脚——不是地理决定命运，而是科技让地理成为经济的跳板！
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