用电供需趋紧叠（dié）加高煤（méi）价，多地出现“限（xiàn）电”现象（xiàng）。2021 年的（de）限电始（shǐ）于 5 月份（fèn），广东（dōng）、云南、广西（xī）等多地开启（qǐ）有（yǒu）序用电，要求企（qǐ）业错峰（fēng）用电（diàn），甚（shèn） 至限（xiàn）电停产（chǎn），如（rú）云南要求（qiú）电解铝厂用电负荷（hé）压（yā）低 30%以上。

需求端：

后疫（yì）情时代，我国用（yòng）电需求高（gāo）速增（zēng）长。2021 年以（yǐ）来，后疫情时代我（wǒ）国经 济持续（xù）稳定（dìng）恢复，外贸出口高速（sù）增长，拉动电（diàn）力消费需（xū）求超预期增长。 2021 年 1-8 月，全社会用电量累计（jì） 54704 亿千瓦时，同比增长 13.8%， 两年平均增长 7.40%，处在历史高位（wèi）。分（fèn）产业看，1-8 月一、二、三产和 居民生活用电（diàn）量（liàng）分（fèn）别为（wéi） 660、36529、9533、7982 亿千（qiān）瓦（wǎ）时，同比分（fèn）别增 长（zhǎng） 19.3%、13.1%、21.9%、7.5%，两年平均分别增长 14.32%、6.70%、 9.94%、7.19%。

供给端：

火电利用小时数高增支撑用电（diàn）需求增（zēng）长。2021年1-8月，全国规（guī）模以上 电厂发（fā）电量 53894 亿（yì）千瓦时，同比增长（zhǎng） 11.3%，其中火电、水（shuǐ）电、核电、 风电（diàn）、光伏发（fā）电量分（fèn）别为 38723、7617、2699、3651、1204 亿千瓦（wǎ）时， 同比分别变化（huà）+12.6%、-1.0%、+13.3%、+28.1%、+10.3%，利（lì）用小时（shí）数 同比分（fèn）别变化+260、-78、+338、+83、-1 小时。1-8 月火电（diàn）发电量占比仍 高（gāo）达 71.85%，在装机增（zēng）幅较（jiào）小的（de）情况（kuàng）下，依靠利（lì）用小时数高增支撑用电 需（xū）求高增长；水电（diàn）受制于来水（shuǐ）较差叠（dié）加大型水库蓄水（shuǐ）影（yǐng）响，发（fā）电减（jiǎn）少； 核电和风（fēng）光发电虽增速较快，但由（yóu）于体（tǐ）量较小，支撑作用较弱。

煤价（jià）高涨，火电企业发电意愿（yuàn）下降（jiàng），进（jìn）一步推高用电紧张形势（shì）。2021年 以来，煤价大幅上扬并（bìng）维持（chí）高位运行，煤电企业燃料成本大幅（fú）上涨，6 月 部分（fèn）大型发电集团到场标煤（méi）单价同比上涨 50.5%。煤（méi）电企业亏（kuī）损面明显 扩（kuò）大，部分发（fā）电集团 6 月煤电企业（yè）亏（kuī）损面超（chāo）过 70%、煤电（diàn）板块整（zhěng）体亏 损。高企的燃料成本使煤电（diàn）企（qǐ）业产（chǎn）销成本严重倒（dǎo）挂，发（fā）电量（liàng）的增长并未 给煤电企业（yè）带来更多利润，企业发电意愿受到制约（yuē）。

今年冬季（jì）或（huò）再次迎来用电紧张时点，冷冬背景下电力供需矛盾（dùn）将加剧。 2021 年（nián）用电的第（dì）二个紧张时点在 12 月，电（diàn）力需求有望超 8000 亿千（qiān）瓦 时，如果冷冬落地（dì），那么电力供需缺（quē）口（kǒu）将比 7 月更加严峻。电（diàn）力需求（qiú）具 有（yǒu）明显的（de）季（jì）节性，每（měi）年（nián）的 7~8 月和（hé） 12 月（yuè）是典型的（de）用（yòng）电高（gāo）峰期，其中 7 月和 8 月的用电高峰主因高温天气导致的全面性用电高企，另外暑期（qī）对于 居民和三产（chǎn）用电（diàn）的加成也是一个重要因素。12 月份（fèn）的用电是全年最高点， 一方面是采暖需求，另一方面是工业生产耗（hào）电的旺季，其（qí）对（duì）于整体用电 需求的带动作（zuò）用十分（fèn）显著，在 2019 年和 2020 年的 12 月份（fèn），全社（shè）会用 电总量分（fèn）别达到了 7200 亿和 8100 亿（yì）千瓦时（其中 2020 年存在一定的 冷冬效应（yīng）），根据以往（wǎng）的季（jì）节性规律（lǜ），年（nián）内 12 月份的用电（diàn）有望再次超（chāo）过（guò） 8000 亿千瓦时。

1.2.十四五期间，传统电源（yuán）增速下滑（huá）明显（xiǎn），电力需求（qiú）增长仅靠 新能源发（fā）电支撑，供需（xū）趋紧形（xíng）势（shì）延续。

需（xū）求端：

双碳战略下，电气化程度（dù）提（tí）高，电能（néng）在终端能源的（de）占比将不（bú）断提升，用 电量增速提高。能源消费减（jiǎn）碳，必须加（jiā）快以电代煤、以电（diàn）代油、以电代 气，大力提升工业、交通、建筑（zhù）领域（yù）电气（qì）化水平。当前我国电能（néng）在终端 能源（yuán）消费（fèi）中的（de）占比仅 27%左右，根据全球（qiú）能（néng）源互联网发展合作组织预测， 到 2030 年、2050 年、2060 年电（diàn）能占终端用能（néng）的比重有望分（fèn）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（fèi）中的（de）主导地位。预计十四五期间，我国（guó）用（yòng）电需（xū）求（qiú）在电气化推动 下，全社会（huì）用电量（liàng）增速将显著高于 GDP 增速。

供给端：

“十四五（wǔ）”期间我国传统电源增速下滑明显：

1）火电：双碳目标下，煤（méi）电受到严格管控，新增（zēng）装机受限，同时伴随着（zhe） 老旧机组逐（zhú）步淘汰，预计“十四五（wǔ）”期（qī）间煤电（diàn）装（zhuāng）机净增量较少，“十四五” 后煤电装（zhuāng）机总量开始下降。

2）水电：优质可开发规模有限，2021-2022 年（nián）乌东德、白鹤滩、两（liǎng）河口（kǒu）、 杨房沟投产后，我（wǒ）国除西藏外的（de）水电资（zī）源已基本开发殆尽，目前西藏段 水（shuǐ）电开发尚存在成本较（jiào）高，难度较大（dà）等问（wèn）题，还未（wèi）有实质进展（zhǎn）。

3）核电：2011 年日本（běn）福岛核（hé）泄漏事件后，中（zhōng）国（guó）核（hé）电（diàn）项（xiàng）目审批进入（rù）停滞 状态（tài），2015 年重启（qǐ）审批（pī），2016 又开始停（tíng）滞，2016-2018 三年核（hé）电项目（mù）零 审批。由于核电的（de）建设周期在 5-6 年，按照建设进度，2021-2022 两年投 产小（xiǎo）高峰后，下一个投产（chǎn）高峰（fēng）要等到 2025 年。长期来（lái）看，未来电源（yuán）增长 只（zhī）能（néng）依靠新能源发电和核电（diàn），“十四五”期间核电审批开工（gōng）提速，但（dàn）受制 于建（jiàn）设周（zhōu）期长，预计（jì）将在“十五五（wǔ）”迎（yíng）来投产高峰。

十四（sì）五（wǔ）期间，传统电（diàn）源增速下（xià）滑明显，电（diàn）力需求增长（zhǎng）仅靠新能源发电支（zhī） 撑，预计用电（diàn）供需（xū）趋紧形势延续。虽然新能源发（fā）电装机（jī）增速较快，但由 于其发电效率较低，利用小时数远低于核电、火电等传统（tǒng）电源，加之新 能源发电具有不稳定不（bú）可控性，目前电网调峰储能能力有限，预计十四 五（wǔ）期间，新能源难以完（wán）全弥补传（chuán）统电源增速调（diào）档带（dài）来的供（gòng）给缺口，电（diàn）力（lì） 供（gòng）需（xū）趋紧形（xíng）势（shì）将延续。

1.3.电力（lì）供需趋紧下，电价机制（zhì）改革（gé）提速，还（hái）原电力（lì）商品属性

电力供需紧张叠加高煤价，电价“只降不涨”惯（guàn）性打（dǎ）破。7 月（yuè）至今，蒙 西、四川（chuān）、宁夏（xià）、上海、山东（dōng）、广（guǎng）西、广东、安徽相继调整煤电电力交（jiāo） 易市场价格，允许煤电（diàn）交（jiāo）易价格在基准价的基础上可上浮不超过 10%， 湖南推（tuī）出市场电（diàn）版“煤电联动”。我们现行的电价（jià）机（jī）制为“基（jī）准价+上（shàng）下 浮动”的市场化（huà）价格机制，浮（fú）动范围为上浮不（bú）超过 10%、下浮原则上不 超过 15%，2020 年（nián）暂（zàn）不上浮。因此（cǐ）理论上 2021 年起电价可以上浮，只 是在实操中电价还未实现真（zhēn）正意义上的市场（chǎng）化。

市场化交易电（diàn）价上浮大势所趋。我们认为，当前电力（lì）供需紧张叠加高煤（méi） 价（jià）的（de）形势有望推动（dòng）电价（jià）机制改革提速，形成有利于（yú）成本（běn）疏导的市场价格（gé） 机（jī）制，还（hái）原（yuán）电（diàn）力商品属性（xìng）。而市场化交（jiāo）易价格有望成为改革的抓手（shǒu），允（yǔn） 许（xǔ）市场电价上浮的政策（cè）有望在其他省份陆续推出。

正价差时代来临，广东2021年10月月竞（jìng）顶（dǐng）格（gé）正价差成交（jiāo）。允许市场交 易电价上浮后的（de）首个月度竞价，广东 10 月集中竞价统（tǒng）一（yī）出清价差为 45.30 厘/千瓦时（shí），差顶格成交，达到 10%最（zuì）高上限，10 月（yuè）集中竞（jìng）价需求 电量（liàng） 64.8 亿千（qiān）瓦时，发电（diàn）侧集中竞争电量申报上（shàng）限为 71.5 亿千瓦（wǎ）时， 而本次交易（yì）供应（yīng）方只申报（bào）了 44.5 亿千瓦时的电量，供不应（yīng）求现象明（míng）显（xiǎn）。

2.减碳加快推（tuī）进新型电力系统构建，多措并（bìng）举促进新能源（yuán）消纳，量价（jià）齐升开（kāi）启

2.1.多措并（bìng）举促进（jìn）新能源消（xiāo）纳，构建新（xīn）型电力（lì）系统（tǒng）

多措并举促进（jìn）新（xīn）能源消纳，构（gòu）建新型电力（lì）系统。2021年以来，我国（guó）推出 多项政策促进（jìn）新能源消纳，包括提出 1）2021 年度新（xīn）能源的保障性并网（wǎng） 规（guī）模为（wéi） 90GW；2）进一（yī）步完（wán）善（shàn）抽水蓄能（néng）价格形成（chéng）机制；3）加快推（tuī）动新 型（xíng）储能发（fā）展（zhǎn）；4）完善（shàn）分时（shí）电（diàn）价政策；5）鼓（gǔ）励可再生（shēng）能源发（fā）电企业自建 或购（gòu）买调峰能力增加并网规（guī）模；6）中央环保督（dū）察（chá）整改方案中提出的如提 高特高压直流输送（sòng）可再生能源电量比例等（děng）促进（jìn）新能源消纳措施；7）开展 绿色电力交易（yì）试（shì）点，以市场化手段（duàn）促进新能源（yuán）消纳（nà）；8）能耗双控方（fāng）案（àn）中（zhōng） 提出超额完成（chéng）可再生（shēng）能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入总量考核； 如同一套政策组（zǔ）合拳，多措并举以确保 2021 年，全国风电（diàn）、光伏发（fā）电发 电量占全社会（huì）用（yòng）电量的比重达到（dào） 11%左右，2025 年非化石能源消费占一 次能源消费的比重达到（dào） 20%左右的目标实现。预计（jì）到 2025 年，风（fēng）光合 计装机容（róng）量（liàng）较（jiào） 2020 年将翻倍，超过 11 亿千瓦，占总装（zhuāng）机容量比例达（dá）到 38%左右。

2.2.完善分（fèn）时电价、推进储能发展，保障新（xīn）能源消纳

推进（jìn）储能发展（zhǎn），保障以新能源（yuán）为主体的新型电力系统（tǒng）稳定运（yùn）行。建设以（yǐ） 新能源为主体的新型电力系（xì）统的（de）核心挑战是新能源（yuán）发电（diàn）的随机（jī）性、波动 性与系统灵（líng）活性、稳定可（kě）控性之间的矛盾。因此，随着风光发电在电力 供给中（zhōng）占比逐（zhú）步提高，需要储（chǔ）能和调峰电源与之配合才能实现电力系统 正常（cháng）运行。目前我国（guó）储能发展（zhǎn）尚在（zài）初期，电（diàn）网（wǎng）配（pèi）备储能较（jiào）少（shǎo），不足以支 撑双碳目标（biāo）下新（xīn）能源电力的高速（sù）发展。因此，2021 年以（yǐ）来，国家陆（lù）续出（chū） 台多项政策支持推进储能发展，包括完善（shàn）抽（chōu）水蓄能价（jià）格形成机制、加快 推动新型储能发（fā）展、抽水蓄能中长（zhǎng）期发展规划等。

完善（shàn）分时电价机制，以市场化手段提升电网的新能源消纳（nà）能力。2021年 7 月，国家出台《关（guān）于进一步完善分时电（diàn）价机制的通知》，要（yào）求（qiú）上年或当 年预计（jì）最（zuì）大系统峰（fēng）谷差率超（chāo）过 40%的地方，峰（fēng）谷电价价差原则上（shàng）不低于 4:1；其他地方原则上（shàng）不低于 3:1；尖峰电价在（zài）峰段电价基础上上浮比（bǐ）例 原则上（shàng）不低（dī）于 20%。通过扩大峰谷价差，市场化的方式（shì）直接引导用户调 整用能习惯，在用电高（gāo）峰时（shí）段主动降低负荷（hé），在用（yòng）电（diàn）低谷时段主动增加负荷，用（yòng）户负荷在时间上（shàng）分布更加（jiā）均匀，能（néng）够（gòu）有效提升用户用能的电网（wǎng） 友好性，提升电网（wǎng）的新能源消纳（nà）能力。

2.3.能耗双控下，绿电交易有望量价齐升（shēng）

2.3.1.开（kāi）展绿电交易，赋予绿电额外（wài）环境价值

开（kāi）展绿电交易，市场手段促进新能源消纳，赋予（yǔ）绿（lǜ）电额外的环（huán）境价（jià）值。通过“碳”-“电”两个市场联动，控排企业、跨国企业可以通过采购绿（lǜ） 电降低企（qǐ）业的（de）碳（tàn）排放，对控排企业（yè）而言降低了碳市（shì）场履约成本，也为（wéi）外 向（xiàng）型企业降低了被征收碳税的风险（xiǎn），从而赋予（yǔ）绿电额外的环（huán）境价值，产 生环（huán）境（jìng）溢价，同时提高了用户（hù）对绿电的（de）需求。9 月 7 日，首批绿（lǜ）电（diàn）交易 成交量（liàng） 79.35 亿千（qiān）瓦时，交易价格较当地电力中长（zhǎng）期交易价格（gé）增加 0.03- 0.05 元/千瓦时，溢价幅度较（jiào）大。

2.3.2.能耗双控下，加大新（xīn）能源电力消纳为必由之路

能耗双控叠加电（diàn）力供应紧张，9月多地开始对高耗能行业（yè）拉闸限电“能。耗双（shuāng）控”于 2015 年提出（chū），全称为实行能源（yuán）消耗总量（liàng）和强度（dù）“双（shuāng）控”行动， 旨在按省、自（zì）治区（qū）、直辖（xiá）市行政区域设定（dìng）能源（yuán）消费（fèi）总量（liàng）和（hé）强度控制目标， 对（duì）各级（jí）地方（fāng）政府进行监督（dū）考核。双碳（tàn）目标下（xià），我（wǒ）国加（jiā）大对能（néng）耗双（shuāng）控考（kǎo）核 力度，由原先的 5 年一考核，变为（wéi）现（xiàn）今每年考核，同时每季度发布晴雨 表预（yù）警。2021 年上（shàng）半年能耗双控完（wán）成情况中，能耗强（qiáng）度（dù）降低方面，青（qīng）海、 宁（níng）夏、广西（xī）、广东、福建、新疆、云南、陕西、江苏 9 个（gè）省（区）上半 年能耗强度不降反（fǎn）升，为一级预警；能源（yuán）消费总量控制方面（miàn），青海、宁 夏、广（guǎng）西（xī）、广东、福建、云南（nán）、江苏、湖北 8 个省（区）为（wéi）一级预警。 国家（jiā）发改委要求确保完成（chéng）全年能耗双控目标，特别是（shì）能耗强度降低目（mù）标（biāo）， 对能耗强度不降反升的地区，2021 年暂停“两高”项目节能审查，因此 上半年一二级预警地（dì）区在下半年有（yǒu）压力，能耗双控叠加电力供应紧张， 9 月多地开始对高耗能行（háng）业（yè）拉闸（zhá）限电。

可再生能源电力消纳量不纳入总量考核，绿电交易（yì）有望（wàng）量价齐（qí）升。日前， 发改委印发的《完（wán）善能源消费强度和总量双控制（zhì）度方案（àn）》中提出，鼓励 地（dì）方增加可再生能源消费（fèi），对超额（é）完成激励性可（kě）再生能（néng）源电（diàn）力消纳责任 权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重（chóng）的消纳量不纳（nà）入该 地区年度和五年规划当期（qī）能源消（xiāo）费（fèi）总量考核。在能耗双控的（de）高压下，高 耗能企业以及（jí）能耗双控未达标省份（fèn）想要（yào）少限（xiàn）产（chǎn）多用（yòng）电，必将加大对风（fēng）光 水等可再生能源（yuán）电（diàn）力的消纳，绿（lǜ）电市场需求（qiú）大（dà）幅提升，加（jiā）之绿电市（shì）场允 许电价上浮，有望（wàng）迎来量价齐升，新（xīn）能源运营商将大大受益。

各地对（duì）新能源发电建设投资将提速，风光资源（yuán）不足（zú）省份将通（tōng）过电网代理 向富足地区购买绿电。能耗双控压力下，地方政府将主动（dòng）大幅提（tí）高对新 能源的投（tóu）资，通过自建集（jí）中式电站和发展（zhǎn）分布式光伏，来（lái）提高（gāo）当（dāng）地绿电 供给，是地方政（zhèng）府解决能耗总量压制的最佳方（fāng）案。此外，我国风（fēng）光资源 富足地区主要在（zài）西北（běi）地区，这些（xiē）地方用能需求（qiú）较低（dī），而用能需求较高省 份如广东、江苏、浙江，这（zhè）些地（dì）方风光资源较差，绿电供（gòng）给有限。绿电（diàn） 交易市场（chǎng）允许地（dì）方委托电（diàn）网跨省跨区代理购买，风光资源（yuán）较差、用（yòng）能需 求较高的（de）省份（fèn），可以通过特高压输电通（tōng）道或其他外送通道向风光资源富 足省份购买（mǎi）绿电，将提高这些省（shěng）份绿电需求，降（jiàng）低（dī）弃风（fēng）弃光率。

3.电力基建（jiàn）推动电（diàn）网（wǎng）转型升（shēng）级，必要补充（chōng）核电大有（yǒu）可为

3.1.加快建设新（xīn）一代智能化电力系统

面对新能源快速发（fā）展（zhǎn）的机遇（yù）和挑战，加快建设（shè）新一（yī）代智能化（huà）电力系统， 是推动实现能源绿色安全高效（xiào）可（kě）持续发展的重要举措（cuò）。

建（jiàn）设（shè）新一代电力系（xì）统要（yào）以电网为（wéi）平台，推动实现电（diàn）力系统源（yuán）网荷储的高 效融合互（hù）动。统筹电源（yuán）、负荷与调度运行各（gè）环节，通（tōng）过加大电网等基（jī）础 设施建设力（lì）度，加强关（guān）键技术装（zhuāng）备攻（gōng）关（guān），加快体（tǐ）制机制改革创新，不断 提高电网和各类电源（yuán）的综合利用效率，推（tuī）动（dòng）实现电力系统源网荷储（chǔ）的高（gāo） 效融合互动，全面（miàn）适（shì）应（yīng）大（dà）规模高比（bǐ）例新（xīn）能源开发利用需求，为我（wǒ）国实现 2030 年（nián）前（qián）碳达峰、2060 年前碳中和的发（fā）展愿（yuàn）景提（tí）供坚强能（néng）源供应支（zhī）撑。

未来五年国（guó）家电网将投资超过2万亿元，推进电网（wǎng）转（zhuǎn）型升级，其中将投 入 500 多亿元，用于关键核心技术研发。持续完善各级电网网架，加快 建设（shè）新型电力系统（tǒng），促进（jìn）能源清洁低碳（tàn）转型。

3.2.特高压：输送能力安全高效，碳中和下迎来投资热潮

新型电力系统存在风光（guāng）资源与用能需求地区（qū）不匹配问题，亟待加快特高 压建设。特高压是指直（zhí）流±800 千伏和交流 1000 千（qiān）伏（fú）以上的（de）电压等（děng）级， 国网数据显（xiǎn）示，±800 千伏直流工程（chéng）输送容量是±500 千（qiān）伏直流（liú）工程的 2-3 倍（bèi），经济输（shū）送（sòng）距离提高到（dào） 2-2.5 倍（bèi）。2020 年（nián），在运特高（gāo）压输送能力达 7340 万千瓦（wǎ），同比提高 740 万千瓦；利（lì）用小时数同（tóng）比提高 310 小时（shí）。我（wǒ） 国风光资源富足地区（qū）主要在西北地区，这些地方（fāng）用能需求较低，而（ér）用能 需求较高省（shěng）份如广东、江苏、浙江，这些地方风光资源较差，风光资源（yuán） 与用能需（xū）求地区（qū）不匹（pǐ）配（pèi）矛盾凸（tū）显（xiǎn），加快特（tè）高压投资建设势在（zài）必行（háng）。

2020年，22条特高压（yā）线路年（nián）输送（sòng）电量5318亿千瓦时（shí），其中可再生能源（yuán）电（diàn）量2441亿千瓦时，同比提高（gāo）3.8%，可再生能源电量占全部输送电量的45.9%。2021 年 3 月份（fèn），国（guó）家电网发布“碳达峰（fēng）、碳中和”行动方案， 提出加大（dà）跨区输送（sòng）清洁能（néng）源力度，十（shí）四五（wǔ）期间规划建成 7 回（huí）特高压直流（liú）， 新增输（shū）电能力 5600 万千瓦。到（dào） 2025 年，国家电网经营区（qū）跨省跨（kuà）区输电 能力达到 3 亿千瓦，输送清洁能源（yuán）占比达到 50%。将在送（sòng）端，完（wán）善西北（běi）、 东北主（zhǔ）网架结构，加快（kuài）构（gòu）建川渝特高压交流主网架，支撑（chēng）跨区直流安全 高效运行。2020 年，国家电网运（yùn）营的 18 条特（tè）高（gāo）压线路输送电（diàn）量 4559 亿 千瓦时，其中可再生能源（yuán）电（diàn）量 1682 亿千瓦时，占输送（sòng）电（diàn）量的 37%；南（nán）方 电网运营的 4 条（tiáo）特高压线路输送（sòng）电（diàn）量 759 亿千瓦时，全部为（wéi）可再生（shēng）能源（yuán） 电量。

3.3.储能（néng）发展加速

构建（jiàn）新型电力系统，储能（néng）发展加速。根据（jù） CNESA 统计，截至（zhì） 2020 年底 全（quán）球已投运储能项目累计装机规（guī）模达到（dào） 191.1GW，同比（bǐ）增长 3.4%，其 中，抽水蓄能（néng）累计（jì）装机规（guī）模为（wéi） 172.5GW，同（tóng）比增长 0.9%；电化学储能的 累计装机规模达到（dào） 14.2GW，同比增长 49.6%。从储能方式看，主（zhǔ）要分（fèn）为 抽水储能、电化学储能（néng）、压缩空（kōng）气（qì）储能、飞轮储能等。在全球储能市场 中，抽水蓄能的（de）累计（jì）装机规模最大最为成熟，但选址受地域（yù）影响比较大， 占比为 90%；电化学储（chǔ）能（néng）的装机规模紧随其后，应用场景广泛，占（zhàn）比为 9.2%；熔融盐（yán）储热装机规模占比为 1.5%；压（yā）缩（suō）空气储能和（hé）飞轮储能装机 规模占（zhàn）比均小于 1%。

抽水蓄能占（zhàn）比高，电化学储能（néng）增速快。截至 2020 年底，中国已投运储能 项目累计装机（jī）规模 35.6GW，占全球市（shì）场总（zǒng）规模（mó）的 18.6%，同（tóng）比增长 9.8%，其中，抽（chōu）水蓄能装机规模达 31.79GW，占比达 89.26%，同比增长（zhǎng） 4.9%；电化（huà）学储（chǔ）能为 3.27GW，占比 9.2%，同（tóng）比高增长 91.2%。

抽（chōu）水蓄能：

到（dào） 2025 年，抽水蓄能投产（chǎn）总规模较“十三五”翻一番（fān），达到 6200 万千 瓦以上（shàng）；到 2030 年，抽水蓄能投（tóu）产总规模较“十四五”再（zài）翻（fān）一番，达到 1.2 亿（yì）千瓦（wǎ）左右。9 月 9 日国家能（néng）源局综合（hé）司印（yìn）发《抽水蓄（xù）能中长期发展（zhǎn） 规划(2021-2035 年（nián）)》提出，要求加快抽水蓄能（néng）电站（zhàn）核准建（jiàn）设，各省（区、 市）能源主管部门根据中长期规划，结合本地区实际情况，统（tǒng）筹电（diàn）力系 统需求、新能源发展等（děng），按照能核尽核（hé）、能开尽开的原则，在规划重点（diǎn） 实施项（xiàng）目库内核准建设抽水蓄能电站。到 2025 年，抽水蓄能投产总（zǒng）规模（mó） 较“十三五”翻一番，达到（dào） 6200 万千瓦（wǎ）以上；到（dào） 2030 年，抽（chōu）水蓄能投 产总规模（mó）较（jiào）“十四五（wǔ）”再翻一番，达到 1.2 亿千（qiān）瓦左（zuǒ）右；到（dào） 2035 年，形 成（chéng）满足（zú）新能源高（gāo）比例大（dà）规（guī）模发（fā）展（zhǎn）需求的，技术先（xiān）进、管（guǎn）理（lǐ）优质、国（guó）际竞 争力强（qiáng）的抽水蓄能现代化产业，培育（yù）形成一批抽水蓄能大型骨（gǔ）干（gàn）企业。

电（diàn）化学（xué）储能（néng）：

2025年新（xīn）型储能装机规模达（dá）3000万（wàn）千瓦以上，未来五（wǔ）年（nián）装机规模扩大（dà）10倍。7 月 23 日，发改（gǎi）委下发（fā）《关于加快推动新（xīn）型储（chǔ）能发展的指导意见》（下称《指导意见》），首（shǒu）次（cì）从国家（jiā）层面提出（chū）到 2025 年（nián）新（xīn）型（xíng）储能装机 规模达 3000 万千瓦以（yǐ）上的目标，未来五年装（zhuāng）机规模扩（kuò）大 10 倍。《指导 意见》以实（shí）现碳（tàn）达峰碳（tàn）中和为目标，将（jiāng）发展（zhǎn）新型储能作为（wéi）提升能（néng）源电力 系统调节能力（lì）、综合效率和安全保障（zhàng）能力，支撑（chēng）新型电力系（xì）统建设的重 要举措，以政策环（huán）境为有力保障，以市场机制为根本依托，以技术（shù）革（gé）新 为内生动力，加快构建多轮驱（qū）动良好局面，推动储能高质量发展。

3.4.核（hé）电是新型（xíng）电（diàn）力系统的必要补（bǔ）充

3.4.1.核电作为清洁、稳定（dìng）、高效电能（néng），是碳中和背（bèi）景下风光（guāng）发电的必 要（yào）补充

核（hé）电作为清洁、稳定、高效电能，是碳（tàn）中和背景下风光（guāng）发（fā）电的必要补充。风光发电具有不稳定（dìng）性，即使新（xīn）型电力系统以风光为主（zhǔ），仍需要稳定可 控电源作为补充，以保障电力系统稳定运行。稳定（dìng）可（kě）控电（diàn）源中水电可（kě）开 发规模有限，碳中和下火电受压（yā）制（zhì），唯一（yī）可加速发展的清洁能（néng）源仅剩核（hé） 电。作为新（xīn）型电（diàn）力系统的必要补充，核电（diàn）发展必将提速。

核电利用小时（shí）数远高于其他电源，发（fā）电效率较高，截至 2021 年（nián） 6月核电装（zhuāng）机占比仅（jǐn）为 2%，而上半年（nián）发电（diàn）量（liàng）占比达到 5%。此外，核（hé）电分布在 沿（yán）海（hǎi）城市，如（rú）广东、浙江，这些省份用电需（xū）求（qiú）旺盛，今年以来（lái）用电供需 趋紧（jǐn），核电的加速发展（zhǎn）能很好的缓解沿海省份（fèn）用电紧张局面（miàn）。

3.4.2.政府工作报告首提“积极”发展核电，十四五（wǔ）核电（diàn）发展提速

政府工作报告首（shǒu）提“积（jī）极（jí）”发（fā）展核（hé）电，预（yù）计（jì）未（wèi）来每年审批6-8台机组，十四（sì）五（wǔ）核（hé）电发（fā）展（zhǎn）提速。我国自 1974 年开启（qǐ）核电站的探索，1993 年首座 商（shāng）业核（hé）电站-大（dà）亚湾一号机组（zǔ）并网发电，此后核（hé）电进入适度（dù）发展的阶（jiē）段。 2011 年（nián）日本福岛核泄漏事件后，中国核电项目审批进入停滞（zhì）状态，直（zhí）到 2015 年（nián）才开始重启核电项目审批，但（dàn）受（shòu）到民众与部分专家的反对，在 2016 年（nián）后核电审（shěn）批再次（cì）陷入停滞状态，2016-2018 三年核电（diàn）项目（mù）零审批， 且内陆在建（jiàn）核电站均（jun1）为停工状态。2019 年，核电审批（pī）重启（qǐ）获（huò）得官方确认。 此后在 2021 年 3 月的《政（zhèng）府工（gōng）作报告》中（zhōng）更（gèng）是（shì）提出“在确保安全的前 提下积（jī）极有序（xù）发展核电”，这是近 10 年来首次使用（yòng）“积极”来对核电（diàn）进行政策（cè）表述。在“碳中和”的大背（bèi）景下（xià），核电有望迎来（lái）新一轮发展的政 策机遇期。

预计到2025年中国在运（yùn）核电装机达到7000万千瓦，在建核电（diàn）装机达到3000万千瓦；到2035年在（zài）运和在（zài）建核（hé）电装（zhuāng）机容量合（hé）计将达（dá）到2亿（yì）千瓦。对比全（quán）球和（hé）主要国家的核能发电量占比，2021 年上（shàng）半年，全球核能（néng）总发 电（diàn）量在电（diàn）力结构（gòu）中的占（zhàn）比约为 10%，法国核电份额最高，占 70.6%，美国（guó）占19.7%。而（ér）我国核电占比仅 5.04%，明显（xiǎn）低于全球平均水平，未来 在碳中和背景（jǐng）下，我国核电份额（é）的提升（shēng）空（kōng）间广（guǎng）阔。中国核能行业协（xié）会在 《中国核能发展报（bào）告（2020）》中预（yù）计，到 2025 年中（zhōng）国在运核电装机达 到 7000 万千瓦，在（zài）建核（hé）电装机（jī）达到 3000 万千瓦；到 2035 年在运和（hé）在 建核（hé）电装机（jī）容量合计（jì）将达到（dào） 2 亿千瓦（wǎ）；核电建设有望按照每年 6 至 8台机（jī）组稳步推进。2021 年上（shàng）半年，我国已（yǐ）新开工 5 台机组，进一（yī）步反映核 电（diàn）发（fā）展正在提速。

3.4.3.核电技术不断突破推动行业加（jiā）速发（fā）展

我国核电技术不断突破推动行业加速发展。从核（hé）电（diàn）站技术（shù）演变来看，主 要可（kě）划分四代核电技（jì）术。其中，第一代（dài）是实验性（xìng）的核电站，目前已经基 本全部退役（yì）；第二（èr）代是以压水堆/沸（fèi）水堆为主标准化（huà）、系（xì）列化和批量化建 设的商业（yè）堆，是（shì）目前在运机组的主力；第三代（dài）是以中国（guó）华龙一号（hào）为代表， 安全性更高，寿命更（gèng）长，是目前的主推机型；第四代（dài）核电（diàn）技术（shù）目前在高 速发展中，9 月（yuè） 12 日，华能石岛湾（wān）高温气冷堆成功（gōng）临界（jiè），标志第四代核 电技术成功（gōng）了；中核集（jí）团（tuán）正（zhèng）在建设的霞浦 600MW 示范快堆预计于 2023 年（nián）投产；2021年5月钍基熔（róng）盐实（shí）验堆基（jī）本（běn）完工，8 月份完成了机电安装， 年内有（yǒu）望启动试运行。

第四代（dài）核电技术固（gù）有（yǒu）安全性更高，燃料利用更好，同时还有很多附加价 值。如钠冷快堆可以实现（xiàn）燃料增殖；高温气冷（lěng）堆因为温度高（gāo），可以实现 高温（wēn）制（zhì）氢或者核能综合利用（供热（rè）供（gòng）汽）；钍（tǔ）基熔（róng）盐（yán）堆使用液态核燃料（liào），具有高温输出（chū）、常压（yā）工作、无水冷却、核废料（liào）少和本（běn）征防扩散等（děng）特点。

此外，实现高放废液处理能力零突（tū）破，促进核电发展（zhǎn）提速。长期以来， 中（zhōng）国（guó）乏燃料处理技术与（yǔ）核能（néng）技术发（fā）展进度不匹配，乏燃料后处理产业（yè）成 熟（shú）度较为弱（ruò）势。2018 年后中国环保政策趋严，乏燃（rán）料监管力度（dù）持（chí）续加（jiā）强， 乏燃料循（xún）环成为困扰中国核电企业（yè）的关键问题，制约中国核电发展。 2021 年（nián） 9 月 11 日，国内首座高水平放（fàng）射性废液玻璃固化设施（shī）在四（sì）川（chuān）广 元正式投运。这是我国核工业产业链后端标（biāo）志性工程，其投入运行标（biāo）志 着我国已经实现高放废液处理能力零的突破（pò），成为世界（jiè）上少数几个具备 高放（fàng）废液玻璃固化技术的（de）国家，将大力促（cù）进我国（guó）核电发展（zhǎn）提速。