用电供需趋（qū）紧叠加高煤价，多（duō）地出（chū）现（xiàn）“限电”现象。2021 年的限（xiàn）电始（shǐ）于（yú） 5 月份，广（guǎng）东、云南、广西等多地开启有序用电，要求企业（yè）错峰用电，甚（shèn） 至限电停产，如云（yún）南要求电解铝厂用电负荷压低 30%以上。

需求端：

后疫（yì）情时（shí）代（dài），我国用电需求高速增长。2021 年以来，后（hòu）疫情时代我国经（jīng） 济持续稳定（dìng）恢复（fù），外贸出口高速增长，拉动电力消（xiāo）费需求（qiú）超预期增长。 2021 年 1-8 月，全社会（huì）用电量累计 54704 亿（yì）千瓦时，同比增（zēng）长 13.8%， 两年平均增长 7.40%，处在（zài）历（lì）史高（gāo）位。分产业看，1-8 月（yuè）一、二、三产和 居民生活用电量分（fèn）别为 660、36529、9533、7982 亿千瓦时，同（tóng）比分（fèn）别（bié）增 长 19.3%、13.1%、21.9%、7.5%，两年平均分（fèn）别增长 14.32%、6.70%、 9.94%、7.19%。

供给端：

火（huǒ）电利用小（xiǎo）时数高增支撑（chēng）用（yòng）电需求增长。2021年1-8月（yuè），全国规模（mó）以上 电厂（chǎng）发电量（liàng） 53894 亿千（qiān）瓦时，同比增长 11.3%，其中火（huǒ）电、水电、核电、 风电（diàn）、光伏发（fā）电量分别为 38723、7617、2699、3651、1204 亿千瓦（wǎ）时， 同（tóng）比分（fèn）别变化+12.6%、-1.0%、+13.3%、+28.1%、+10.3%，利用（yòng）小（xiǎo）时数 同（tóng）比分别（bié）变（biàn）化+260、-78、+338、+83、-1 小时。1-8 月火电发电量占比（bǐ）仍（réng） 高达（dá） 71.85%，在装（zhuāng）机增（zēng）幅较（jiào）小（xiǎo）的情况下，依靠（kào）利用小（xiǎo）时数高（gāo）增支撑用电 需求高增长；水电受制（zhì）于来水（shuǐ）较（jiào）差叠加大型（xíng）水库蓄水影响（xiǎng），发电减少； 核电和风光发电虽增速较（jiào）快，但由于（yú）体量（liàng）较小，支撑作（zuò）用较弱。

煤价（jià）高涨（zhǎng），火电（diàn）企业发电意愿下降，进一（yī）步推高用电紧（jǐn）张形势（shì）。2021年 以来（lái），煤价大幅上扬并维持高位运行，煤（méi）电企业燃料成本大幅（fú）上涨，6 月（yuè） 部分大型发电集团到场标煤单价同比上（shàng）涨 50.5%。煤电企业亏损面明显 扩大，部（bù）分发电集团 6 月（yuè）煤电企业（yè）亏损面超（chāo）过 70%、煤电板块整体亏（kuī） 损。高企（qǐ）的（de）燃料（liào）成本使煤（méi）电（diàn）企业（yè）产销成本严重倒挂，发电量的增（zēng）长并未 给（gěi）煤电企业带（dài）来更多利润（rùn），企业发电意愿（yuàn）受到制约。

今（jīn）年（nián）冬季或再次迎来用（yòng）电紧张（zhāng）时点，冷冬背景（jǐng）下电力供需（xū）矛盾将加剧。 2021 年（nián）用电的第二个紧张时点（diǎn）在 12 月，电力需求有（yǒu）望超 8000 亿千瓦（wǎ） 时，如（rú）果冷冬落（luò）地，那么电力供需缺口将比 7 月更加严峻。电力（lì）需求具 有明显的季节性（xìng），每年的 7~8 月和 12 月是典型的用电高峰期，其中 7 月和（hé） 8 月的用电高峰主因高温天气导致的全面（miàn）性用（yòng）电高企，另（lìng）外暑期对于 居民和三产用（yòng）电的加成也是一个重要因素。12 月（yuè）份的用电是全年最高点， 一方（fāng）面是采（cǎi）暖需求，另（lìng）一方面（miàn）是工业生产耗电的旺季，其（qí）对于（yú）整体用电 需求的带动作用十分显著，在 2019 年（nián）和 2020 年的 12 月份，全（quán）社会用（yòng） 电总量分别达到了（le） 7200 亿和 8100 亿千瓦时（其中 2020 年存在一定的 冷（lěng）冬效应），根据（jù）以（yǐ）往的季节性规律，年内 12 月份的用电有望（wàng）再次超过（guò） 8000 亿千（qiān）瓦时。

1.2.十四五期间，传统电源增速（sù）下滑明显，电力需求增长仅靠 新能源发（fā）电支撑，供需趋（qū）紧形势延续。

需求端：

双碳战略下，电气化程度提高，电能在终端能源的（de）占比将不断提（tí）升，用 电量增速提高。能源（yuán）消费减碳，必须加快以电代煤、以电代油、以电（diàn）代（dài） 气（qì），大力提升工业、交通、建筑领（lǐng）域电气化水平。当前我国电（diàn）能在终端（duān） 能（néng）源消费中的占比仅 27%左（zuǒ）右，根据（jù）全球能源互（hù）联网发展合作组（zǔ）织预测， 到 2030 年、2050 年、2060 年电（diàn）能占终端用能的比重有望分别达到 33%、 57%和 66%，电能将逐步成为最主要的能源消费品（pǐn）种，取代煤炭在终端（duān） 能源消费中的（de）主（zhǔ）导地位。预计十（shí）四五期间，我国用电（diàn）需（xū）求（qiú）在（zài）电（diàn）气化推动 下，全（quán）社会（huì）用电量增（zēng）速将（jiāng）显著高（gāo）于 GDP 增速。

供（gòng）给端：

“十（shí）四五”期间（jiān）我国（guó）传统电（diàn）源增速下滑明显：

1）火电：双碳目标下，煤电受到严格管控，新增装机受限，同时伴随（suí）着 老旧（jiù）机组逐步淘汰，预计“十（shí）四五”期间煤电装机净增量较少，“十四五” 后煤（méi）电装机总（zǒng）量开始下降（jiàng）。

2）水电：优质可开发规模有限，2021-2022 年乌东德、白鹤滩、两河口（kǒu）、 杨房沟投产后，我国除西藏外的水电资源已基（jī）本开（kāi）发（fā）殆（dài）尽，目前（qián）西（xī）藏段 水电开发尚存在成本较高，难度（dù）较大等问（wèn）题，还未有实质进（jìn）展。

3）核电（diàn）：2011 年日本福岛（dǎo）核（hé）泄漏事（shì）件后（hòu），中国核电项目审批（pī）进入停（tíng）滞 状态，2015 年（nián）重启审（shěn）批，2016 又开始停滞（zhì），2016-2018 三年核电项目零 审批。由于核电的建设周期在 5-6 年，按照建设进（jìn）度，2021-2022 两年投 产小高峰后，下一个投产高峰要（yào）等（děng）到（dào） 2025 年。长期（qī）来看（kàn），未来电（diàn）源（yuán）增长 只能依靠新能源发（fā）电和（hé）核电，“十四（sì）五”期间核电（diàn）审批开工提速，但受制 于建设周期长，预计将在“十五五”迎来（lái）投产高峰。

十四五期间，传统电（diàn）源（yuán）增速下滑明显（xiǎn），电力需（xū）求增长仅靠新能源（yuán）发电支 撑，预计用电供需趋（qū）紧形势延（yán）续。虽然新能源发电装机增（zēng）速较快，但由 于其发电效率较低，利用小时数远低于核电、火（huǒ）电等传统电（diàn）源，加之新（xīn） 能源发（fā）电具有不（bú）稳定不（bú）可控（kòng）性，目（mù）前电网调峰储能能力有限，预（yù）计十（shí）四 五（wǔ）期（qī）间（jiān），新能源难以完全弥补传（chuán）统电源增速调档（dàng）带来的供给缺（quē）口（kǒu），电力 供需趋（qū）紧形势将延（yán）续。

1.3.电力供（gòng）需趋紧下，电价机制改革提速，还原电力（lì）商（shāng）品属性

电力供（gòng）需紧张叠加（jiā）高煤（méi）价，电（diàn）价（jià）“只降不涨”惯性打破。7 月至今，蒙 西（xī）、四川（chuān）、宁夏、上海、山东、广西、广东、安徽相继调（diào）整煤电电力（lì）交 易市场价格，允（yǔn）许煤电交易价格在基准（zhǔn）价的基础上可上浮不超过（guò） 10%， 湖南（nán）推出市（shì）场（chǎng）电（diàn）版“煤（méi）电联动”。我们现（xiàn）行的电价机制为（wéi）“基准（zhǔn）价+上下（xià） 浮动”的（de）市场化价格机制，浮动范围为上（shàng）浮不超过 10%、下浮原则上不 超过 15%，2020 年暂（zàn）不上（shàng）浮。因此理论上 2021 年起电（diàn）价可以上浮，只 是在实操中电价还未实现真正意义上的市场化。

市场化交易电价上浮（fú）大势所趋。我（wǒ）们（men）认为（wéi），当前电力（lì）供需紧张叠加高煤（méi） 价的形（xíng）势有望推动电（diàn）价机（jī）制改革（gé）提速，形成有利于成本疏导的市场价（jià）格 机制，还（hái）原电（diàn）力（lì）商品属性。而（ér）市场（chǎng）化（huà）交易价格有（yǒu）望成（chéng）为改革的（de）抓手，允 许市场电价上（shàng）浮（fú）的政策有望在其他省份（fèn）陆续推出。

正价差（chà）时代来临，广东2021年10月（yuè）月竞顶格正价（jià）差成交。允（yǔn）许市（shì）场交 易电价上（shàng）浮（fú）后的首个（gè）月度竞价（jià），广东 10 月集中竞价统一出清价（jià）差为 45.30 厘/千瓦时，差顶格成交，达到 10%最高上限，10 月集中竞价需求 电量 64.8 亿千瓦（wǎ）时，发电侧集中竞争电（diàn）量申报上限（xiàn）为 71.5 亿千瓦时， 而本（běn）次交易供应方只申（shēn）报了 44.5 亿千瓦（wǎ）时的（de）电量，供不应求现象明显。

2.减碳加快（kuài）推（tuī）进新型电力（lì）系统构（gòu）建（jiàn），多措（cuò）并举促进新能（néng）源消纳，量（liàng）价齐升（shēng）开启

2.1.多（duō）措并举促进新能源（yuán）消纳，构建新（xīn）型电力系统

多措并举促进（jìn）新能源消纳，构（gòu）建（jiàn）新型电力系统（tǒng）。2021年（nián）以来，我国推出 多项政策促进新能源消纳（nà），包括提（tí）出 1）2021 年度新能源的保障性并网（wǎng） 规模为 90GW；2）进一步（bù）完善抽水蓄能价格（gé）形成机制；3）加快推（tuī）动新（xīn） 型储能发展；4）完善（shàn）分（fèn）时电（diàn）价政策；5）鼓励（lì）可再生（shēng）能源发电企业自（zì）建 或购买调峰能力增加并网规模；6）中央环保督察整改（gǎi）方案中（zhōng）提出的如提 高特高压直流输送可再生能源（yuán）电量比例等促进（jìn）新能源消纳措施；7）开（kāi）展 绿色电力（lì）交易（yì）试点，以市场化（huà）手段促进新能源消纳；8）能耗双控方（fāng）案中（zhōng） 提（tí）出超额完成可再生能源电力消纳责任权重（chóng）的消（xiāo）纳量不纳入总（zǒng）量考核； 如（rú）同（tóng）一套政策组（zǔ）合拳，多措并（bìng）举以确保 2021 年，全国风电、光（guāng）伏（fú）发电发 电量占全社会用电量的比重达到 11%左右，2025 年（nián）非化（huà）石（shí）能（néng）源（yuán）消费占一 次能源消费的比（bǐ）重达到 20%左右（yòu）的目标实现。预计到（dào） 2025 年，风光合 计装机容量较 2020 年将翻倍，超（chāo）过 11 亿千瓦，占总（zǒng）装机容量比例（lì）达到（dào） 38%左右。

2.2.完善分时（shí）电价、推进（jìn）储能发展（zhǎn），保障新能源（yuán）消纳（nà）

推进储能发（fā）展（zhǎn），保障以新（xīn）能源（yuán）为主体（tǐ）的新型电力系统（tǒng）稳定（dìng）运行。建设以 新能源为（wéi）主体的新型电力系统的核心（xīn）挑战是新能源发电的随（suí）机性、波动 性与系统灵活性、稳定（dìng）可控性之间（jiān）的矛盾。因此，随（suí）着风光发电在电力 供给中占比逐步提（tí）高，需要储能和（hé）调峰电源与之配（pèi）合才能实现电力（lì）系统 正（zhèng）常运（yùn）行。目前我国储能发展尚在初期，电网（wǎng）配备储能较（jiào）少，不足以支 撑双碳目标下新能源电力的（de）高速发展。因此，2021 年以来，国家陆（lù）续出 台多项（xiàng）政策（cè）支持推进（jìn）储能发展（zhǎn），包括完善抽水蓄能价格（gé）形成机制、加快 推动新型储能发展、抽（chōu）水蓄（xù）能中长（zhǎng）期发（fā）展（zhǎn）规划等。

完善（shàn）分时电价机制，以市场化（huà）手（shǒu）段（duàn）提升电（diàn）网的（de）新能（néng）源（yuán）消纳能力。2021年 7 月，国家出台《关于进一步完善分时电（diàn）价机制（zhì）的通知》，要求上年（nián）或当 年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方（fāng），峰谷电价价差原则上不低（dī）于 4:1；其他地方原则上不低于（yú） 3:1；尖峰电（diàn）价（jià）在峰段（duàn）电价基础（chǔ）上上浮比（bǐ）例 原则上不（bú）低于 20%。通过扩大峰谷价（jià）差（chà），市（shì）场化的方式（shì）直接（jiē）引导用（yòng）户调 整用能（néng）习（xí）惯（guàn），在用电（diàn）高峰时段主动降低负荷，在用电低谷时（shí）段主动（dòng）增（zēng）加负荷（hé），用（yòng）户负（fù）荷在时间上（shàng）分布更（gèng）加均匀，能（néng）够（gòu）有效（xiào）提升用户用能的电网（wǎng） 友（yǒu）好（hǎo）性（xìng），提（tí）升电网的新（xīn）能源消纳能力（lì）。

2.3.能耗双（shuāng）控（kòng）下，绿电交易有望量价（jià）齐（qí）升（shēng）

2.3.1.开展绿电交易（yì），赋予（yǔ）绿电额外环（huán）境价值

开展绿电交易，市场手（shǒu）段促进新能源消纳，赋予绿电额外的环境（jìng）价值。通（tōng）过（guò）“碳”-“电（diàn）”两个（gè）市场联动，控排企业、跨（kuà）国企业可（kě）以通过（guò）采购（gòu）绿 电降低企业的碳排（pái）放，对控排企业而言降低了（le）碳（tàn）市场履约成本，也为外 向型企业降低了被征收碳税的风险，从而赋予绿电（diàn）额外的环境价值，产 生环境溢价，同时提高了（le）用户对绿电的（de）需求。9 月 7 日，首批绿（lǜ）电交（jiāo）易 成交量 79.35 亿千（qiān）瓦时（shí），交易价格较当（dāng）地电力中长期交易价格增加 0.03- 0.05 元/千瓦时（shí），溢价幅度较大。

2.3.2.能（néng）耗双控（kòng）下，加（jiā）大（dà）新能源电（diàn）力（lì）消纳为必（bì）由（yóu）之路

能耗双（shuāng）控叠加电力供应紧（jǐn）张，9月多地开始对高（gāo）耗能行业拉（lā）闸限电“能（néng）。耗双控”于 2015 年提（tí）出，全（quán）称为实行能源消耗总（zǒng）量和强度（dù）“双控”行动， 旨在按省、自治区、直辖市（shì）行政区域设定能源消（xiāo）费总量（liàng）和强度控制目标（biāo）， 对各级地方（fāng）政府进行监督考（kǎo）核。双（shuāng）碳目标下，我国加（jiā）大（dà）对能耗双控（kòng）考（kǎo）核 力度（dù），由（yóu）原先的 5 年一考核，变为（wéi）现今每（měi）年考（kǎo）核，同（tóng）时每季度发布晴雨 表预警。2021 年上半年能（néng）耗双控完成（chéng）情况中，能耗（hào）强度降低方（fāng）面，青海、 宁夏、广西、广东、福（fú）建、新疆、云南、陕西、江苏 9 个省（区）上半 年能耗强度不降反升，为一级预警；能源消费总量（liàng）控制方面（miàn），青海（hǎi）、宁 夏、广西、广东（dōng）、福建、云（yún）南、江苏、湖北 8 个省（区）为（wéi）一级预警。 国家发改委要（yào）求（qiú）确保完成全年（nián）能（néng）耗双（shuāng）控目标，特别是能耗（hào）强度降低目标， 对能耗强度不降（jiàng）反升的地区，2021 年（nián）暂停“两高”项目节能审（shěn）查，因此（cǐ） 上半年一二级预警地区在下半（bàn）年（nián）有压力，能耗双控叠加电力供（gòng）应紧张， 9 月多（duō）地开始（shǐ）对高耗能行业拉闸限电。

可再生能源电力（lì）消（xiāo）纳量不纳入总量考核（hé），绿电（diàn）交易有望量价齐升。日前， 发（fā）改委印发的《完善（shàn）能源消费（fèi）强（qiáng）度和（hé）总量双控制度方案》中提出（chū），鼓励 地方增加（jiā）可再生能源消费，对（duì）超额完成激励（lì）性可再生能源电力消纳责任 权重（chóng）的地区，超出最低可再（zài）生能源电力消纳（nà）责任权重的消纳量不（bú）纳入（rù）该 地区年度和五（wǔ）年规划当（dāng）期能源消费总量考核。在能耗（hào）双控的高压下（xià），高 耗能企（qǐ）业以及能耗双控未（wèi）达标省份想（xiǎng）要少（shǎo）限产多（duō）用电（diàn），必将加大对风光（guāng） 水等可再（zài）生能源（yuán）电力的（de）消（xiāo）纳，绿电市场需（xū）求大幅提升（shēng），加之绿电市场允 许电价上（shàng）浮，有望迎来量（liàng）价齐（qí）升，新能源运营商（shāng）将大大受益。

各地对新能源发（fā）电建设投（tóu）资将提速，风光资（zī）源不足省份将通过电网代理 向（xiàng）富足地区购买绿电。能耗双控压力下，地方政（zhèng）府将主动大幅提高对新 能源的投资，通过自建集中式电站和（hé）发（fā）展分布式光伏，来提高当地绿电（diàn） 供给（gěi），是地（dì）方（fāng）政府解决能耗总量压制（zhì）的最（zuì）佳方案。此外，我国风光资源（yuán） 富足地（dì）区主要在（zài）西北（běi）地区，这些地方用能（néng）需（xū）求（qiú）较低，而用能需（xū）求较高省 份如（rú）广东、江苏、浙江，这些地方风光资源（yuán）较差，绿（lǜ）电供给有限。绿电（diàn） 交易市场允（yǔn）许地（dì）方（fāng）委托电网跨省跨区代理购买，风（fēng）光（guāng）资源较（jiào）差、用能需 求较高的（de）省份，可（kě）以通过特（tè）高压输（shū）电通道或其（qí）他外送（sòng）通道向风（fēng）光资源富 足省份购（gòu）买（mǎi）绿电，将提高这些省份绿电需求，降低（dī）弃风弃光率。

3.电力（lì）基建推动电网转型（xíng）升级，必（bì）要（yào）补充核电（diàn）大有可为

3.1.加（jiā）快（kuài）建设新（xīn）一（yī）代智能化电力（lì）系统（tǒng）

面对（duì）新（xīn）能源快速发展的机遇和（hé）挑战，加快建设新（xīn）一代智能化电力系统， 是推（tuī）动实现（xiàn）能（néng）源绿色安（ān）全高效可持（chí）续发展（zhǎn）的重要举措。

建设新一代电力系统要以电网为平台，推动实（shí）现电力系统源网荷储（chǔ）的高 效融（róng）合互动。统筹电源、负荷与调度（dù）运行各环节（jiē），通过加大电网等基（jī）础 设（shè）施建设力度，加强关键技（jì）术装（zhuāng）备攻（gōng）关，加快体制机制改革创新，不断 提高电（diàn）网和各类电源的综合利用效率（lǜ），推动实现电力（lì）系统（tǒng）源网荷储的高 效融合互动（dòng），全面适应大规模高比例新能（néng）源开发利用需求，为（wéi）我（wǒ）国实现 2030 年前碳（tàn）达峰（fēng）、2060 年前（qián）碳（tàn）中（zhōng）和（hé）的（de）发展愿景提（tí）供坚强能源（yuán）供应（yīng）支（zhī）撑（chēng）。

未（wèi）来五年国（guó）家（jiā）电（diàn）网将投资（zī）超过2万亿元，推（tuī）进电网转型（xíng）升级，其中将（jiāng）投 入 500 多亿元，用（yòng）于关键核（hé）心技术研发。持（chí）续完善各级电网网架，加快 建设新型电力（lì）系统，促进能源清洁（jié）低碳转型。

3.2.特（tè）高（gāo）压：输送能力安全高效，碳中和下（xià）迎来投资（zī）热（rè）潮

新型电力系统存（cún）在（zài）风（fēng）光资（zī）源与用能（néng）需求（qiú）地区（qū）不匹配问题，亟待加快特高（gāo） 压（yā）建设。特（tè）高压是指直流±800 千伏（fú）和交（jiāo）流 1000 千伏以上（shàng）的电压等级， 国网数据显示（shì），±800 千伏直流工程输送容量是±500 千伏直流工程的（de） 2-3 倍，经济输送距离提高到 2-2.5 倍。2020 年（nián），在运（yùn）特高压输送能（néng）力（lì）达（dá） 7340 万（wàn）千瓦，同比提高 740 万千瓦（wǎ）；利（lì）用小时数同比提高（gāo） 310 小时（shí）。我 国（guó）风光资（zī）源（yuán）富足地区主（zhǔ）要在西北地区（qū），这些地方用能需求（qiú）较低，而用能 需求较高省份如广东、江苏、浙江，这（zhè）些（xiē）地方风光资源较差，风光资（zī）源（yuán） 与用（yòng）能需（xū）求地（dì）区不匹（pǐ）配矛盾凸（tū）显，加（jiā）快特（tè）高压投资建设势在必行。

2020年，22条特高压（yā）线路年输送电（diàn）量5318亿千瓦时，其中可再生能源电量2441亿千瓦时，同比提（tí）高（gāo）3.8%，可（kě）再生能源电量占（zhàn）全部（bù）输送电量的45.9%。2021 年 3 月份，国家电网发布“碳达峰、碳中和”行动（dòng）方案， 提出加大跨区输送清洁能源力度，十（shí）四五（wǔ）期间规划建成（chéng） 7 回特高压直流， 新增输电（diàn）能力（lì） 5600 万千瓦。到（dào） 2025 年，国家（jiā）电网（wǎng）经营区跨（kuà）省（shěng）跨区（qū）输电 能（néng）力达到 3 亿（yì）千瓦，输送清洁能（néng）源占比（bǐ）达到（dào） 50%。将在送端，完善西北、 东北主网架结（jié）构（gòu），加快构建川渝（yú）特高（gāo）压（yā）交流（liú）主网架，支撑跨区（qū）直流安全 高效运（yùn）行。2020 年，国家电网运营的 18 条特（tè）高压线路输送电（diàn）量 4559 亿 千瓦时，其中可再生能源电量 1682 亿千瓦时，占输送电（diàn）量的 37%；南方 电网运营的 4 条特高压线路输送电量 759 亿千瓦时，全部为可再生能源 电量。

3.3.储能发展加速

构建新型（xíng）电力系统（tǒng），储能（néng）发展加速。根据 CNESA 统（tǒng）计，截至（zhì） 2020 年底 全球已投运储能项（xiàng）目累计（jì）装机规模达到 191.1GW，同（tóng）比增长 3.4%，其 中（zhōng），抽（chōu）水蓄能累计装机规模为 172.5GW，同比增长 0.9%；电化学储能的 累计装机规模（mó）达到 14.2GW，同比增（zēng）长 49.6%。从储能（néng）方式（shì）看，主要分为（wéi） 抽水储能、电化学储能（néng）、压（yā）缩空气储能、飞轮储能等。在全球储（chǔ）能市场（chǎng） 中，抽水蓄（xù）能的累计装机规模（mó）最大（dà）最为（wéi）成熟，但选址受（shòu）地域影响比较大（dà）， 占比为 90%；电化学储能的装机规（guī）模紧随其（qí）后，应用场景（jǐng）广泛（fàn），占比为 9.2%；熔（róng）融盐（yán）储热装（zhuāng）机（jī）规（guī）模占比为 1.5%；压缩空气储（chǔ）能和飞（fēi）轮储（chǔ）能装机（jī） 规（guī）模占（zhàn）比均小于（yú） 1%。

抽水蓄能（néng）占比高（gāo），电化学储能增速快。截至 2020 年底，中（zhōng）国已投运储能 项目（mù）累计装机规（guī）模 35.6GW，占全球市场总规（guī）模的（de） 18.6%，同比（bǐ）增长（zhǎng） 9.8%，其中，抽水（shuǐ）蓄（xù）能装机规模达 31.79GW，占（zhàn）比达 89.26%，同比增长（zhǎng） 4.9%；电化学储能为（wéi） 3.27GW，占比 9.2%，同比高增长 91.2%。

抽水蓄能：

到 2025 年，抽水蓄（xù）能投产总规模（mó）较（jiào）“十（shí）三五”翻一（yī）番，达到 6200 万千 瓦（wǎ）以上；到（dào） 2030 年，抽水蓄能投产总规模较（jiào）“十四（sì）五”再翻一（yī）番，达到 1.2 亿千（qiān）瓦左右。9 月 9 日国（guó）家能源局（jú）综（zōng）合司印（yìn）发《抽水蓄能中长期发展（zhǎn） 规划(2021-2035 年)》提出，要求加快（kuài）抽（chōu）水（shuǐ）蓄能电站核准建设，各省（区、 市）能源（yuán）主管（guǎn）部门根据中长期规划，结合本地区实际情况，统（tǒng）筹电力系 统需求（qiú）、新能源（yuán）发展（zhǎn）等，按照（zhào）能核尽核、能开尽开的（de）原则，在规划重点（diǎn） 实施项目库内核准建设抽水蓄能电站。到（dào） 2025 年，抽水（shuǐ）蓄能投产总规模 较“十三五（wǔ）”翻一番，达到 6200 万千瓦以上；到（dào） 2030 年，抽水蓄能投（tóu） 产（chǎn）总规模（mó）较“十四（sì）五（wǔ）”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右；到 2035 年，形 成（chéng）满足新能源高比例大规模发展需求（qiú）的，技（jì）术（shù）先进、管理优质（zhì）、国际竞（jìng） 争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形（xíng）成一批（pī）抽水蓄能（néng）大型骨（gǔ）干企业。

电化学储能：

2025年新型储（chǔ）能装机规（guī）模达3000万千瓦以上，未（wèi）来五年（nián）装机（jī）规模（mó）扩大（dà）10倍。7 月 23 日，发改委（wěi）下发（fā）《关于（yú）加快（kuài）推动新型储能发展的指导（dǎo）意见》（下称《指（zhǐ）导意见》），首次从国家层面提出到 2025 年新（xīn）型（xíng）储能装机 规模达 3000 万（wàn）千（qiān）瓦以上的（de）目（mù）标，未来五年装机规模扩大 10 倍。《指导 意（yì）见（jiàn）》以实现碳达峰碳中（zhōng）和为目标，将发展新型储（chǔ）能作为（wéi）提升能源电力 系统（tǒng）调节能力、综（zōng）合（hé）效（xiào）率和安全保障（zhàng）能力，支（zhī）撑新（xīn）型电（diàn）力系统（tǒng）建设的重 要举（jǔ）措，以政策环（huán）境为有（yǒu）力保障，以市场（chǎng）机制为根本依托，以技术（shù）革新 为内生动力，加快（kuài）构建（jiàn）多轮驱动良好局面，推（tuī）动储能高质量发展。

3.4.核电（diàn）是新型电力系统的必要补充

3.4.1.核电作为清洁（jié）、稳定、高效电能，是（shì）碳中和（hé）背景下风光发电的（de）必 要（yào）补充（chōng）

核电作为清洁、稳定、高效（xiào）电能（néng），是碳中和背（bèi）景下风光发电（diàn）的必要补充（chōng）。风光（guāng）发电具有不稳（wěn）定（dìng）性，即使（shǐ）新型电力系（xì）统以（yǐ）风（fēng）光（guāng）为（wéi）主，仍需（xū）要稳定（dìng）可 控电源作为补充（chōng），以保障电力（lì）系统稳定运行。稳定可控电源中水电可开 发（fā）规模有限，碳中和下火（huǒ）电（diàn）受压制，唯一可加速（sù）发展的清洁能源仅剩核 电。作为新型电力（lì）系统的必要补充，核（hé）电发展必将提速（sù）。

核电利用小时数远高于其他电源，发电（diàn）效（xiào）率较高，截至 2021 年 6月核电装机（jī）占比仅为 2%，而（ér）上半年（nián）发（fā）电量占比达（dá）到 5%。此外，核电分（fèn）布在 沿海城市，如广（guǎng）东、浙江，这些省份用电需求（qiú）旺盛，今年以来（lái）用电供需 趋紧（jǐn），核电的加（jiā）速发展能很（hěn）好的（de）缓解（jiě）沿海省份用电紧张局面。

3.4.2.政府工作报告首提“积极”发展核电，十四五核（hé）电发展提速（sù）

政府工作报告首提“积极”发（fā）展核电，预计未（wèi）来每年审批6-8台机组，十四五核（hé）电发（fā）展提速。我国自 1974 年开启核电站的探（tàn）索，1993 年首座 商业核电站-大（dà）亚湾一号机组并网（wǎng）发电，此后（hòu）核电进入适度（dù）发（fā）展的阶段。 2011 年日（rì）本福（fú）岛核（hé）泄漏事件后，中国核（hé）电项目审批进（jìn）入停滞状态，直（zhí）到 2015 年才（cái）开始重启核电项目（mù）审批，但受到民（mín）众与部分专家的反对，在 2016 年后核电审批再次（cì）陷入停滞状态（tài），2016-2018 三年核电项目（mù）零审批， 且（qiě）内陆在建核电站均为停工状态。2019 年，核电（diàn）审批（pī）重启获得官方（fāng）确认。 此后在 2021 年（nián） 3 月的《政（zhèng）府工作报告》中更（gèng）是（shì）提出“在确（què）保（bǎo）安（ān）全的前 提（tí）下积极（jí）有序发（fā）展（zhǎn）核电”，这是近 10 年来首（shǒu）次使用“积极”来对核电进行（háng）政策表述。在“碳（tàn）中和”的大背景下，核电（diàn）有望（wàng）迎（yíng）来新一轮（lún）发展的政（zhèng） 策机遇期。

预计（jì）到（dào）2025年中国在运核电装机（jī）达到7000万千瓦，在建核电装机达到3000万千瓦；到2035年（nián）在运和在（zài）建核电装（zhuāng）机容量合计将达到2亿千（qiān）瓦。对比全球和主要（yào）国（guó）家的核能发电量占（zhàn）比（bǐ），2021 年上半年（nián），全（quán）球核能总发 电量在（zài）电力结（jié）构中的占比约（yuē）为 10%，法国核（hé）电份额最高，占 70.6%，美国（guó）占19.7%。而（ér）我国核电占比仅 5.04%，明（míng）显低于全（quán）球平（píng）均（jun1）水平（píng），未来 在（zài）碳中（zhōng）和背景下，我国（guó）核（hé）电（diàn）份（fèn）额的提升空间广（guǎng）阔（kuò）。中国（guó）核（hé）能行（háng）业协（xié）会在 《中国核能发展报告（2020）》中预计，到 2025 年中国在运核电装机（jī）达 到 7000 万千瓦，在建核电（diàn）装机达到 3000 万千（qiān）瓦；到（dào） 2035 年在运和在（zài） 建核电（diàn）装机容量（liàng）合计（jì）将达到（dào） 2 亿（yì）千（qiān）瓦；核（hé）电建设有望按照每年 6 至 8台机组稳步推进（jìn）。2021 年上半年，我国已（yǐ）新开工（gōng） 5 台（tái）机（jī）组，进一步反映核（hé） 电发展正在提速（sù）。

3.4.3.核电技术不（bú）断（duàn）突破（pò）推动行业（yè）加速发（fā）展

我（wǒ）国核电技术不断（duàn）突破推动行业加速发展。从核电站技术演变（biàn）来看，主 要可划分四代核电技（jì）术。其中，第一代是实验性的核（hé）电站，目（mù）前已经基（jī） 本全部退役；第二代是以压水堆/沸水堆为（wéi）主标准化、系列化和批量（liàng）化建 设的商业堆，是目（mù）前在运机组的主力；第三代是（shì）以中国华（huá）龙一号为代表， 安全性更（gèng）高，寿命更长，是目前（qián）的主推（tuī）机型；第四代核电技术目前在（zài）高 速发展中，9 月 12 日，华能石岛湾高温气冷堆成（chéng）功（gōng）临界，标志第四代核 电技术成功了；中核集团正在（zài）建设的霞浦 600MW 示（shì）范（fàn）快（kuài）堆预计于 2023 年投产（chǎn）；2021年5月钍（tǔ）基熔盐实验（yàn）堆（duī）基（jī）本完工，8 月（yuè）份完成了机电安装， 年内有望启动（dòng）试运行。

第四代（dài）核电技术固有安全性更高，燃料利用更好，同时还有很（hěn）多附加价 值。如钠冷快（kuài）堆（duī）可以实现燃料增殖；高温气冷堆（duī）因为温度高（gāo），可（kě）以实现（xiàn） 高（gāo）温制氢或者核能综合利用（供热（rè）供汽）；钍基熔盐（yán）堆使用液（yè）态核燃（rán）料，具有（yǒu）高（gāo）温输出、常压工作、无水冷却（què）、核废料少和本（běn）征（zhēng）防（fáng）扩散（sàn）等特点。

此外，实现高放废（fèi）液处（chù）理能力零突破（pò），促进核电发展提速。长期以来， 中国乏燃料处理技术与核能技术发展进（jìn）度不（bú）匹配，乏燃料后处理产业成 熟度较为弱势。2018 年后中国（guó）环保政策趋严（yán），乏（fá）燃料监管力度（dù）持续（xù）加强， 乏燃料（liào）循环成为困扰中（zhōng）国核电企业的关键问题，制约中国核电发（fā）展。 2021 年 9 月 11 日（rì），国内首座高水平放射性废液（yè）玻（bō）璃固化设（shè）施在四川广 元正式投运。这是我国（guó）核工业产业链后（hòu）端标志性工程（chéng），其投入运行标志（zhì） 着我（wǒ）国已经实现高放废液（yè）处理能力（lì）零的突破，成为世界（jiè）上少（shǎo）数（shù）几个具备 高放废液玻璃固化（huà）技（jì）术的（de）国家，将（jiāng）大力促进我国核电发展提速。