参考来源
《中国电力工业统计年鉴 2024》（中国电力出版社）
商务部《对外投资合作国别（地区）指南・朝鲜（2023 版）》
联合国安理会第 1718 号、2397 号对朝制裁决议中文官方文本
《朝鲜能源发展现状与中朝能源合作前景》（《东北亚论坛》2023 年第 2 期）
《中越跨境电力贸易合作发展历程与前景》（《东南亚研究》2022 年第 4 期）
国家能源局 2010-2024 年电力进出口官方统计数据
《东北亚区域能源合作报告（2023）》（中国社会科学院亚太与全球战略研究院）
《朝鲜电力工业发展困境与中朝电力合作路径》（辽宁大学朝鲜韩国研究中心 2022 年研究报告）
《鸭绿江流域中朝合营水电项目运营研究》（《水利水电技术》2021 年第 6 期）
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东北亚区域是全球电力生产与消费的核心区域之一，区域内各国电力产能与需求分布不均，跨境电力贸易具备天然的互补空间。
从夜间卫星夜景图的直观呈现来看，中国东北、韩国全境灯光密集连片，朝鲜半岛北部大部分区域亮度偏低，仅平壤等少数核心城市存在集中光亮，这一视觉差异直接反映出朝鲜电力供给的整体水平。
当前朝鲜存在长期、系统性的电力供需缺口，短缺程度超过近年因制造业快速扩张出现季节性电荒的越南。
居民端限电、工业端开工不足是朝鲜电力领域的常态，电力供给不足已成为制约其经济社会发展的重要因素。
越南同样存在阶段性电力供需矛盾，我国南方电网已与越南电网实现稳定互联互通，跨境电力贸易开展近三十年，规模持续扩大，合作机制成熟完善。
中朝两国地缘毗邻，我国东北电力基地与朝鲜边境距离较近，理论上具备更低的输电成本与更便捷的落地条件。
但双方电力合作始终停留在小范围、零散化的阶段，未形成全国性、常态化的大规模电力贸易。
这一差异的形成，是多重现实因素共同作用的结果，核心逻辑始终围绕商业可行性与风险可控性展开。
【一】朝鲜电力工业发展现状与供给短板
朝鲜电力工业起步于20世纪40年代，战后重建阶段依托苏联、中国的技术与设备支持，逐步搭建起本土电力工业体系。
20世纪70至80年代，朝鲜经济处于稳定发展期，电力工业同步扩张，先后建成多座大中型水电站与火电厂，形成覆盖主要城市与工业区的输配电网络，供电能力基本匹配当时的生产生活需求。
20世纪90年代，受外部环境变化与国内经济波动影响，朝鲜电力工业进入停滞期。
原有电站设备老化加剧，燃料供应稳定性下降，电网运维投入不足，供电能力持续下滑。
进入21世纪后，朝鲜多次提出电力发展目标，推动既有电站改造与新建电源项目，但受资金、技术、外部制裁等因素制约，产能提升速度有限，供需缺口长期存在。
从电源结构来看，朝鲜电力供给以水电、火电为核心，风电、光伏等新能源占比极低。
根据国内朝鲜研究机构的测算数据，朝鲜全国电力装机总量约900万千瓦，其中水电装机占比约58%，火电装机占比约40%，其余为小型分布式电源。
水电是朝鲜第一大电力来源，主要分布在鸭绿江、大同江、清川江等流域。境内独立水电站多建成于20世纪中后期，设备服役年限长，发电效率偏低。
受季风气候影响，朝鲜河流径流季节波动明显，每年6至9月丰水期水电出力充足，11月至次年4月枯水期，河流水位下降，水电发电量仅为丰水期的40%左右，季节性供电缺口突出。
火电是朝鲜电力系统的第二大支撑，以本土无烟煤为主要燃料。
朝鲜煤炭资源储量丰富，但煤矿开采设备老化，采掘效率偏低，优质煤炭优先用于出口换取外汇，供给火电厂的煤炭热值不稳定、供应量波动大。
多数火电厂机组服役超过三十年，能耗水平高、维护难度大，常年无法满负荷运行，设备利用小时数远低于国际平均水平。
输配电网络的老化进一步放大了供给缺口。
朝鲜全国输配电网大多建成于20世纪七八十年代，主网架以110千伏、220千伏线路为主，部分偏远地区仍以35千伏低压线路供电。
线路绝缘层老化、变压器损耗高、运维投入不足等问题长期存在，全国输配电损耗率约25%，显著高于全球平均水平。
大量电力在传输过程中被损耗，终端用户实际获得的电量远低于电厂发电量。
终端用电层面，供给短缺的影响覆盖各领域。
居民用电方面，首都平壤仅能保障核心区域每日固定时段供电，普通居民区每日供电时长不足8小时，突发停电频次高，蜡烛、蓄电池、小型太阳能板是家庭常备供电补充。
地方城市与农村供电稳定性更差，部分村镇日均通电时长不足3小时，偏远地区长期依赖煤油灯、家用太阳能设备维持基础照明。
工业用电方面，电力短缺直接制约产能释放。
多数制造企业无法维持连续生产，普遍采取开停交替的作业模式，设备利用率偏低，单位产品能耗与生产成本偏高。
外资赴朝投资项目，大多需要自行配备发电设备，才能保障生产运营稳定。
农业用电方面，灌溉、农产品加工等环节供电不足，也对农业生产效率形成制约。
【二】中越跨境电力贸易的发展与运营体系
中越跨境电力贸易起步于20世纪90年代，是我国最早开展的跨境电力贸易之一，历经三十余年发展，已形成通道完善、机制成熟、规模稳定的合作格局。
20世纪90年代初，越南北部边境省份电力产能不足，供电可靠性差，地方政府主动向我国广西、云南地方电力部门提出供电需求。
1993年，广西凭祥电网向越南同登地区供电，标志着中越跨境电力贸易正式起步。
这一阶段供电规模小，以低压线路为主，主要满足边境居民点与小型边贸点的用电需求，属于零散补充性供电。
2000年之后，越南制造业进入快速发展期，北部工业区电力需求持续增长，本土电源建设速度滞后于需求增速，电力缺口持续扩大。
2004年9月，中国南方电网通过广西电网110千伏线路向越南高平省正式送电，中越跨境电力贸易进入规模化、常态化阶段。
2005年，云南电网通过110千伏线路向越南老街省送电，形成广西、云南两个方向同步供电的格局。
2010年之后，中越电力合作进一步深化，输电通道持续扩容，合作领域向电网规划、技术交流等方向延伸。
截至2024年，中越之间已建成5条110千伏及以上高压跨境输电线路，形成稳定的互联互通网络，供电范围覆盖越南北部高平、谅山、广宁、老街等多个省市，辐射河内周边工业区。
根据国家能源局公开统计数据，我国年均向越南出口电力约30亿千瓦时，用电高峰年份年出口量超过40亿千瓦时，是越南北部重要的电力补充来源。
每年夏季越南用电高峰时段，中方会根据越方申请动态调整供电负荷，缓解当地供电压力，保障工业生产与居民生活用电稳定。
贸易机制层面，中越电力贸易采用标准化的国际大宗商品贸易规则。
双方建立定期协商机制，参照国际能源市场价格走势，结合输电成本协商确定电价，价格调整按约定周期同步更新。
结算方面采用按月结算模式，以美元或人民币支付，账期清晰，双方严格按照合同约定履行付款义务。
合作开展二十余年来，未出现长期拖欠电费的情况，支付信用稳定。
技术运营层面，中越双方建立了完善的调度协同与运维对接机制。
越南北部电网标准与我国南方电网体系兼容性较强，高压电力可直接接入当地主网，传输损耗控制在合理区间。
双方设立联合调度值班室，实时监控线路运行状态，故障发生时同步开展抢修，运维效率有稳定保障。
双方还定期开展技术交流与人员培训，共同提升跨境电网的运行管理水平。
除直接电力贸易外，中越在电力领域的合作还延伸至电网规划、可再生能源、电力工程建设等多个领域。
双方共同开展跨境电网互联互通规划，研究更高电压等级的联网方案；我国电力工程企业参与越南电站、电网的建设与改造，带动电力技术与装备出口。
电力贸易已成为中越经贸合作的重要组成部分。
【三】中朝电力能源合作的现有实践
中朝电力合作并非完全空白，双方在水电联合开发、边境零散供电、技术交流等领域已有长期实践，形成了一批稳定运营的合作项目。
鸭绿江流域的合营水电站是中朝能源合作的核心载体。
鸭绿江为中朝界河，流域内水丰、云峰、太平湾、老虎哨四座大中型水电站均为中朝双方共同投资、共同所有、联合运营的项目，发电量按约定比例分配，同时供给两国边境地区。
水丰水电站位于鸭绿江下游，是流域内规模最大的电站，1943年建成投产，总装机容量63万千瓦。
电站由中朝双方共同管理，设立联合运营机构，发电量各按50%比例分配，中方供电区域覆盖辽宁丹东部分地区，朝方供电覆盖平安北道部分区域。
电站运营至今，双方合作顺畅，机组运行整体稳定。
云峰水电站位于浑江干流，1967年首台机组投产发电，总装机容量40万千瓦，同样为中朝双方共有，发电量各占50%。
太平湾水电站1987年全部机组投产，总装机容量19万千瓦；老虎哨水电站1986年投产，总装机容量6.5万千瓦，两座电站均采取双方合营、按比例分电的模式。
四座合营电站总装机容量近130万千瓦，是中朝双方重要的电力来源，也是双方能源合作的稳定基础。
除联合开发电源项目外，中朝边境地区存在零散的点对点供电。
辽宁丹东与朝鲜新义州隔江相望，早在上世纪80年代，就存在针对边境口岸、边贸区的小规模供电线路，主要满足口岸办公、边贸商铺、少量居民的用电需求。
吉林图们、长白等边境口岸，也针对朝鲜对应的边境城镇开展过小范围供电，供电规模小、用途明确，属于补充性供电。
电力技术与设备领域的交流合作也有开展。
20世纪90年代之前，我国曾向朝鲜提供火电设备技术支持，协助其开展火电厂机组改造与煤矿采掘设备升级。
2000年之后，双方在小型水电设备、太阳能设备、电网运维技术等领域保持零散交流，我国企业参与过朝鲜部分小型电站的改造项目与矿区供电系统升级项目。
整体来看，中朝电力合作具备长期基础，在合营水电领域形成了成熟的合作模式。
但所有合作始终停留在特定范围、特定规模内，未向朝鲜内陆延伸，未形成全国性、常态化的电力贸易。
边境零散供电项目规模几十年间未出现明显扩张，部分项目还因结算、运维等问题出现过中断。
【四】规模化供电构想的探讨与落地阻滞
关于扩大中朝电力合作的探讨，在学术研究与行业讨论中已持续多年。
东北亚能源互联网的相关研究中，中朝电力联网是重要的构想方向：我国东北电力装机充足，存在阶段性产能消纳需求；朝鲜电力缺口长期存在，对外部供电有明确需求，双方地缘毗邻，输电距离短，理论上具备合作的互补性与便利性。
部分研究还提出过具体的线路构想、供电规模测算与合作模式设计，认为规模化供电可带动双方边境经贸发展，实现互利共赢。
相关构想始终停留在研究层面，从未进入实质推进阶段。
行业内曾有电力企业开展过初步可行性调研，最终均未推动项目落地。外界对停滞原因有诸多推测，多数分析聚焦于地缘外交等宏观因素，忽略了商业与实操层面的核心阻碍。
事实上，真正制约规模化合作落地的，是贯穿贸易全流程的现实难题，这些难题涉及资金支付、技术适配、合规管控等多个维度，每一项都直接决定项目的可行性与风险水平。
当所有制约因素叠加在一起，项目的投入产出比与风险可控性便远低于常规跨境电力项目，这也是所有潜在参与方最终选择观望的根本原因。
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