用电供需趋紧叠加高（gāo）煤价，多（duō）地（dì）出（chū）现（xiàn）“限电”现象。2021 年的限（xiàn）电始于 5 月份，广东、云南、广西等多地开启有序（xù）用电（diàn），要求企业错峰用电（diàn），甚 至（zhì）限电停产，如云南要求电解（jiě）铝厂（chǎng）用电负（fù）荷压低 30%以上。

需求端：

后疫情（qíng）时（shí）代，我国用电（diàn）需求（qiú）高速（sù）增长。2021 年（nián）以来，后疫情时代（dài）我国经（jīng） 济持续稳（wěn）定恢复，外贸出口高（gāo）速（sù）增长（zhǎng），拉动电力消费需求超预期增长。 2021 年 1-8 月，全（quán）社（shè）会用（yòng）电量累计 54704 亿（yì）千瓦（wǎ）时（shí），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（yè）看，1-8 月（yuè）一、二、三产和 居民（mín）生活用（yòng）电量分别（bié）为 660、36529、9533、7982 亿（yì）千瓦时，同比分别增 长 19.3%、13.1%、21.9%、7.5%，两（liǎng）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（shù）高增支（zhī）撑用电需求增（zēng）长（zhǎng）。2021年1-8月，全国规模以上 电厂发（fā）电量（liàng） 53894 亿千瓦时，同比（bǐ）增（zēng）长（zhǎng） 11.3%，其中（zhōng）火电、水电、核电、 风电、光伏发电量（liàng）分别为 38723、7617、2699、3651、1204 亿千瓦时， 同比分别变化+12.6%、-1.0%、+13.3%、+28.1%、+10.3%，利用小时数（shù） 同比（bǐ）分别变化+260、-78、+338、+83、-1 小时。1-8 月火电发电量占（zhàn）比仍（réng） 高达 71.85%，在装机增幅较小的情况下，依靠利用小时数高增支撑用电 需求高增长；水电受（shòu）制于来（lái）水较差叠（dié）加大型水库（kù）蓄水影响，发电减少； 核（hé）电（diàn）和风光发电虽增速较快，但由于体量较小，支撑作用（yòng）较弱。

煤（méi）价高涨（zhǎng），火电企业发（fā）电意（yì）愿下降，进一步推（tuī）高用电紧张形势。2021年（nián） 以来，煤价大幅上扬并（bìng）维（wéi）持高位运（yùn）行（háng），煤电企（qǐ）业燃料成（chéng）本大幅上涨（zhǎng），6 月 部（bù）分大型发（fā）电集团到场（chǎng）标煤单（dān）价同比上涨 50.5%。煤电企业亏损（sǔn）面明显 扩大，部分（fèn）发电集团 6 月煤电企业亏损面超过 70%、煤电板（bǎn）块整体亏 损。高企的燃料成本使煤（méi）电企业产销成本严重倒（dǎo）挂（guà），发电量（liàng）的增长并未 给煤电企业带来（lái）更多利（lì）润，企业发电意愿受到制约。

今年冬季或再次迎来用电紧（jǐn）张时点（diǎn），冷冬背景（jǐng）下电力供需矛（máo）盾将加（jiā）剧（jù）。 2021 年用电的第二个紧张（zhāng）时（shí）点在 12 月，电力需（xū）求有（yǒu）望超 8000 亿千瓦 时，如果冷冬落（luò）地，那么（me）电（diàn）力供需缺（quē）口（kǒu）将比 7 月更（gèng）加严峻。电力需求具 有明显的季节性，每年的 7~8 月（yuè）和 12 月（yuè）是典型的（de）用电高峰期，其中 7 月和（hé） 8 月的（de）用电（diàn）高峰主（zhǔ）因高温天气导（dǎo）致的全面性用（yòng）电（diàn）高企，另（lìng）外暑期对于 居民和三产用电的加成也是一个重要因素。12 月份的用电是全年最高点， 一方面是采暖需（xū）求，另一（yī）方（fāng）面是工业生产耗电的旺季，其对于整（zhěng）体用（yòng）电 需（xū）求的带动作用（yòng）十分（fèn）显著，在 2019 年和 2020 年的 12 月份，全（quán）社会用 电总量分别达到（dào）了 7200 亿和 8100 亿千瓦（wǎ）时（其中 2020 年存在一定（dìng）的 冷冬效（xiào）应），根据以往的季节（jiē）性规律，年内 12 月份的用电有望（wàng）再次超过 8000 亿千瓦（wǎ）时。

1.2.十四五期间，传统电（diàn）源增速下滑明显，电力需求增长仅（jǐn）靠 新能源发电支撑，供需趋（qū）紧形势（shì）延续。

需求（qiú）端：

双碳战略下，电气化程度提高，电（diàn）能（néng）在终端（duān）能源（yuán）的（de）占比将不断提升，用 电量增速提高（gāo）。能源消费减碳，必须加快（kuài）以电代煤（méi）、以电代油、以电（diàn）代 气，大力（lì）提升工（gōng）业、交通、建筑领域电（diàn）气化水平（píng）。当前我国电能在终端 能（néng）源消费中的占（zhàn）比仅 27%左右，根（gēn）据全球能源互联（lián）网发展合（hé）作组织预测（cè）， 到（dào） 2030 年（nián）、2050 年、2060 年电（diàn）能占终端用能的比重有望（wàng）分别达到 33%、 57%和 66%，电（diàn）能将（jiāng）逐步成为最主（zhǔ）要的（de）能源消费品种，取代煤炭在（zài）终端 能源消费中（zhōng）的主（zhǔ）导（dǎo）地位。预计（jì）十四五期间（jiān），我国用电需求在电气化推动 下，全社会用电量增速将显著（zhe）高于 GDP 增速。

供给端：

“十（shí）四五”期间我国传统电源增速下（xià）滑明（míng）显：

1）火电：双碳目标下，煤电受到严格管控，新增装机受限，同时伴随着（zhe） 老旧机组（zǔ）逐步淘汰，预计“十四五”期间煤电装机净增量较少，“十四五” 后煤电装机总量开（kāi）始下降（jiàng）。

2）水电（diàn）：优（yōu）质可开（kāi）发规模有限，2021-2022 年乌东德、白（bái）鹤滩、两河（hé）口（kǒu）、 杨房沟投产后，我国除西藏外的水电资源已基本开（kāi）发殆尽，目前西藏段（duàn） 水电开发（fā）尚存在成本较（jiào）高（gāo），难度较大等问（wèn）题（tí），还未（wèi）有实质进展。

3）核电：2011 年日本福岛核（hé）泄（xiè）漏事件后，中国核电项目审批进（jìn）入（rù）停滞 状态，2015 年（nián）重启审批，2016 又开始（shǐ）停滞，2016-2018 三年核电项目零 审批。由于核（hé）电的建设周期在 5-6 年，按照建设进度（dù），2021-2022 两年投 产小高（gāo）峰后（hòu），下一个投产高峰要等到（dào） 2025 年。长期来看，未来电源增长（zhǎng） 只能依靠新能源（yuán）发电和核电（diàn），“十（shí）四五”期间核电审（shěn）批开工（gōng）提速（sù），但受制 于（yú）建设（shè）周期长，预计将（jiāng）在（zài）“十五五”迎（yíng）来投产高峰。

十四五期间，传统电源增速下滑明显，电（diàn）力需（xū）求增长仅靠新能（néng）源发电支 撑，预计（jì）用电供需趋紧形（xíng）势延续。虽然新（xīn）能源发电（diàn）装机增（zēng）速较（jiào）快（kuài），但由 于其发电效率较低，利用小（xiǎo）时数（shù）远低（dī）于核（hé）电（diàn）、火电等（děng）传（chuán）统电源，加之新 能源发电具有不稳定不可控性，目（mù）前电网调峰（fēng）储能能力有限，预计十四 五期（qī）间，新能源难以完全弥补传统电源增速调档（dàng）带来的供给缺（quē）口，电力 供（gòng）需趋紧形势将（jiāng）延续。

1.3.电（diàn）力（lì）供需趋紧（jǐn）下，电价机制改革提速，还（hái）原（yuán）电力商品（pǐn）属性

电力供需紧张叠加（jiā）高煤（méi）价（jià），电价“只降（jiàng）不涨（zhǎng）”惯性打（dǎ）破。7 月至今，蒙 西、四川、宁夏、上海、山东、广西、广东、安徽相（xiàng）继调整煤电电（diàn）力交（jiāo） 易市场价格，允（yǔn）许（xǔ）煤（méi）电交易价格在基准价的基础（chǔ）上可上浮不（bú）超过 10%， 湖南推出市场电版“煤电（diàn）联动”。我们现行的电价机制为“基准价+上下 浮（fú）动”的市场化价格机（jī）制，浮动（dòng）范围为上浮不超过 10%、下浮原则上不 超过 15%，2020 年（nián）暂不上浮。因此理论上 2021 年起电价可以上浮，只（zhī） 是在实操中电价还未（wèi）实现真正意义上的市场化。

市场化交易电价上（shàng）浮大势所趋。我们认为，当前电力（lì）供需（xū）紧张（zhāng）叠加高煤 价的形势有望推动电（diàn）价机制改（gǎi）革（gé）提速，形成有利于（yú）成本疏导的市场价格 机制，还原电力商品（pǐn）属性。而市场化交易价格有望成为改革（gé）的（de）抓（zhuā）手，允 许市场（chǎng）电价上浮的政（zhèng）策有（yǒu）望在（zài）其他省份陆续（xù）推出。

正（zhèng）价差时代来临，广东2021年10月月竞顶格正（zhèng）价差（chà）成交。允许市场交 易电价上浮后的首个月度（dù）竞价，广（guǎng）东 10 月集（jí）中竞价统一出清价差为 45.30 厘/千瓦时，差顶格成交，达到（dào） 10%最高上限，10 月集中竞价需求 电量 64.8 亿千瓦（wǎ）时，发（fā）电侧集中竞争电（diàn）量申报（bào）上限为 71.5 亿千瓦时（shí）， 而本次交易供应（yīng）方只申报了 44.5 亿千瓦时的电量，供不（bú）应求（qiú）现（xiàn）象明（míng）显。

2.减碳加（jiā）快推进新型电力系统构建，多措并（bìng）举促进（jìn）新能源消纳，量价齐升开启

2.1.多措（cuò）并举促进新能源消纳，构建新型电力系统

多（duō）措并举促进新能源消纳，构建新型电力系统。2021年以来（lái），我国推出 多项政（zhèng）策促进新能源消（xiāo）纳（nà），包括提出 1）2021 年度新（xīn）能源（yuán）的保障性（xìng）并（bìng）网 规模（mó）为 90GW；2）进一步（bù）完善抽（chōu）水蓄能价格形成机制；3）加快（kuài）推动新 型储能发（fā）展；4）完善分时电价政（zhèng）策；5）鼓励可再生能源发电企业自（zì）建 或购买调（diào）峰（fēng）能（néng）力增加（jiā）并网规模（mó）；6）中央环保督（dū）察整改（gǎi）方（fāng）案中提出（chū）的如提（tí） 高特高压直流输送可再生能源电量比例等（děng）促进新能（néng）源消纳措（cuò）施；7）开（kāi）展 绿色（sè）电力交易试点，以市场化（huà）手（shǒu）段促进新能源消纳；8）能耗双控（kòng）方案中 提出超额（é）完成可再生能源电力（lì）消（xiāo）纳责任权重的消纳量不纳（nà）入（rù）总量考核（hé）； 如同一套政策组（zǔ）合拳（quán），多措并举以确（què）保 2021 年，全国（guó）风电、光伏发电发（fā） 电量占全社会用电量的比重达到（dào） 11%左右，2025 年非化（huà）石能源消费（fèi）占（zhàn）一 次能源消费（fèi）的比重达（dá）到 20%左右（yòu）的目标（biāo）实现。预计到 2025 年（nián），风光合 计装机容量（liàng）较 2020 年将翻（fān）倍，超过 11 亿（yì）千瓦，占总装机容量比例达到 38%左右。

2.2.完善分时电价（jià）、推（tuī）进储能发展，保障新能源消纳

推进储能发展，保障（zhàng）以（yǐ）新（xīn）能源为主体的新型电力系统稳定（dìng）运行。建设以（yǐ） 新能源为主体的新（xīn）型电力系统的核心挑战是新（xīn）能源发电的随机（jī）性、波动 性与系统灵活性、稳定可（kě）控性之间的（de）矛盾。因（yīn）此，随着（zhe）风光发电在电力 供给中占比逐步提高（gāo），需要储能和调峰电源与之配（pèi）合才能实现（xiàn）电力系统（tǒng） 正常运（yùn）行。目前我国储能发展尚在初期，电网配（pèi）备储能较少，不足以支 撑双碳目标（biāo）下（xià）新能源电（diàn）力的高速发展。因此，2021 年（nián）以来，国家（jiā）陆续出 台多项政策（cè）支持推（tuī）进（jìn）储能发展（zhǎn），包括完善（shàn）抽水蓄能价格形（xíng）成机制、加快（kuài） 推动新型（xíng）储能发（fā）展、抽水蓄能中长期发展规划等。

完善（shàn）分时电价（jià）机制，以市场（chǎng）化手段提升电网的新（xīn）能源消纳（nà）能力（lì）。2021年 7 月，国家出台《关于进一步完善（shàn）分时电价（jià）机制的（de）通知》，要求上年或当 年（nián）预计最大系（xì）统峰谷（gǔ）差率超（chāo）过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1；其他地方（fāng）原则上（shàng）不低于 3:1；尖峰电价在峰（fēng）段（duàn）电价基础上上浮比例 原则上不（bú）低于 20%。通过扩大峰谷价（jià）差，市场化的方式直接引导用户调 整用能习（xí）惯，在用电高峰时段主动降低（dī）负荷（hé），在用电低谷（gǔ）时段主动增加负荷，用户负荷在时（shí）间上分布更加（jiā）均匀，能够有效提升用户用能的电（diàn）网 友好性，提（tí）升电网的（de）新能源消纳能力。

2.3.能耗（hào）双控下，绿（lǜ）电交易有望（wàng）量价齐（qí）升

2.3.1.开展绿电交（jiāo）易，赋予绿电额外环境（jìng）价（jià）值

开展绿电（diàn）交易，市场手段促进新能源消纳，赋予绿电额（é）外的环（huán）境（jìng）价值。通过“碳”-“电”两个市场联（lián）动，控排企业、跨（kuà）国企（qǐ）业可（kě）以通过采（cǎi）购绿 电（diàn）降低企业（yè）的碳排（pái）放，对（duì）控（kòng）排企业而言降（jiàng）低了碳市场履约成本，也为外 向（xiàng）型企业降低了（le）被征收碳税的风险（xiǎn），从而赋予绿电额外的环境价值，产 生（shēng）环境溢价，同时（shí）提高了用户（hù）对绿电的需求（qiú）。9 月 7 日，首批绿电交易 成交量 79.35 亿千瓦（wǎ）时，交易价（jià）格较（jiào）当地电力（lì）中长期交易（yì）价格增加 0.03- 0.05 元/千瓦时，溢价幅度较大。

2.3.2.能（néng）耗双控（kòng）下，加（jiā）大新能源电力消纳为必由之路

能耗双控（kòng）叠加电力供应紧张，9月多地（dì）开始对高耗能行业拉闸限电“能。耗双控”于 2015 年提（tí）出，全称为（wéi）实行能源消耗总量和（hé）强（qiáng）度“双控”行动， 旨在按省、自治区、直辖市行政区（qū）域（yù）设定能（néng）源消费总量和强度控制目标， 对各级地方政府（fǔ）进行监督考（kǎo）核。双（shuāng）碳（tàn）目（mù）标（biāo）下，我国加（jiā）大对能耗双（shuāng）控（kòng）考核 力度，由原先（xiān）的 5 年一考核，变为现今每（měi）年考（kǎo）核（hé），同时每季度发布晴雨 表预警。2021 年上（shàng）半（bàn）年（nián）能耗双控（kòng）完成（chéng）情况中，能（néng）耗强度降低方面，青海（hǎi）、 宁夏、广西、广（guǎng）东、福建（jiàn）、新疆、云（yún）南、陕西、江苏 9 个省（区（qū））上半 年能耗强度不降（jiàng）反升，为一（yī）级预警；能（néng）源消费总量控制方面，青海、宁 夏、广西、广东、福建、云南、江苏、湖北 8 个省（区）为一级预警。 国家（jiā）发改委要求确保完成全年能耗（hào）双控目标，特别是能耗（hào）强度降低目标， 对（duì）能耗（hào）强（qiáng）度不降反升的地区，2021 年（nián）暂（zàn）停“两高”项目（mù）节能审查，因此 上半年（nián）一二级预警地区在下半年有压力，能耗双控叠（dié）加电力供应紧张， 9 月（yuè）多地（dì）开始对高耗能行业（yè）拉闸限电。

可再生能（néng）源电力（lì）消纳量（liàng）不纳入总量考核，绿电交易有望量价齐升。日前， 发改（gǎi）委（wěi）印发的（de）《完善（shàn）能源消费强度和总量双控制度方案》中提出，鼓励 地方（fāng）增加可再（zài）生能源（yuán）消费，对超额完（wán）成（chéng）激励性可再生（shēng）能源电力消纳责任 权重的地区，超出最低可再生能源（yuán）电力（lì）消纳责任权重的（de）消（xiāo）纳量不（bú）纳入该 地区（qū）年度和五年规（guī）划（huá）当期能源消费总量考核（hé）。在能耗（hào）双（shuāng）控的高压下（xià），高 耗（hào）能企业（yè）以及（jí）能（néng）耗双控未（wèi）达标省份想要少限（xiàn）产多用电，必将加大对（duì）风光 水等可再生能源电力的消纳，绿电市场需（xū）求（qiú）大幅提（tí）升，加之（zhī）绿电市场允 许电价上浮，有望迎来量（liàng）价齐升，新能源（yuán）运营商将大大（dà）受益。

各地对新能源（yuán）发电建设投资（zī）将提速（sù），风（fēng）光资源不足（zú）省份（fèn）将通（tōng）过电网代理（lǐ） 向（xiàng）富足地区购买绿（lǜ）电。能（néng）耗双控压力下，地（dì）方政府将主动大幅提高对新 能（néng）源的（de）投资，通（tōng）过（guò）自建（jiàn）集中式电站和发展分布式光（guāng）伏，来提（tí）高当地绿电 供给，是地方政府解决能耗（hào）总量（liàng）压制的最佳（jiā）方案。此外，我国风光资源 富足地区主（zhǔ）要（yào）在西北地区，这些地方用（yòng）能需求较低，而用能需求较高（gāo）省 份如（rú）广东、江苏、浙（zhè）江，这些地（dì）方风光（guāng）资源较（jiào）差，绿电（diàn）供给（gěi）有限（xiàn）。绿电 交易市场允许（xǔ）地方委托电网跨省跨（kuà）区代理购买（mǎi），风（fēng）光资源较差、用（yòng）能需（xū） 求（qiú）较高的省份，可（kě）以（yǐ）通过特（tè）高压输电通道或其他外送通道向风光资源富 足（zú）省份购买（mǎi）绿电，将提高这些省份（fèn）绿电需求，降低（dī）弃风弃光率。

3.电力基（jī）建推（tuī）动电网转型（xíng）升级，必要补（bǔ）充核电大有可为（wéi）

3.1.加（jiā）快建设新一代智能化电（diàn）力系统

面对新能源快速（sù）发展的机遇（yù）和挑战，加快建设新一代智能化电力系统（tǒng）， 是推动实现能源绿色安全高效可持续发展的重要（yào）举措。

建设新（xīn）一代电力系统要（yào）以电网为平（píng）台，推动实（shí）现电力系（xì）统源网荷储的高 效融合互动。统筹电源（yuán）、负荷（hé）与调度运（yùn）行（háng）各（gè）环节，通（tōng）过加大电（diàn）网等基础 设施建设（shè）力度，加强关键技术（shù）装备攻关，加（jiā）快体（tǐ）制机制改（gǎi）革创新，不断（duàn） 提（tí）高（gāo）电网和（hé）各类电源的（de）综合（hé）利用效（xiào）率，推（tuī）动实现电（diàn）力系统源网荷储的高（gāo） 效融合互动，全面（miàn）适应大规模高比例新（xīn）能（néng）源开（kāi）发利（lì）用（yòng）需求，为我国实现 2030 年前碳（tàn）达峰、2060 年前碳中和的发展愿景提供坚强能（néng）源供应支撑。

未来（lái）五年国家电（diàn）网将投资（zī）超过2万（wàn）亿元，推进电（diàn）网（wǎng）转型升级，其中将（jiāng）投 入 500 多亿元，用于关键核心技术研发。持续完善各（gè）级电（diàn）网网架，加（jiā）快（kuài） 建设新（xīn）型电力系统，促进能源清洁低碳转型。

3.2.特高（gāo）压：输（shū）送能力安全高效，碳中和下（xià）迎来投资热潮

新型电力（lì）系统（tǒng）存在风（fēng）光资源与用能需求地区不匹配问（wèn）题，亟待加快特高（gāo） 压（yā）建设。特高压是（shì）指（zhǐ）直流±800 千伏和交流 1000 千伏以上的电压等级， 国网数（shù）据（jù）显示，±800 千伏直流工（gōng）程输送容（róng）量是±500 千伏直流工程的 2-3 倍，经济输送距离（lí）提高到 2-2.5 倍。2020 年，在运特高压输送能力达 7340 万千瓦，同比（bǐ）提高（gāo） 740 万千瓦（wǎ）；利用小时数（shù）同比提高 310 小（xiǎo）时。我 国风光资源富足地区主要在西北地区，这些地方（fāng）用能需求较低，而用（yòng）能 需求较（jiào）高（gāo）省份如广东、江苏（sū）、浙江，这（zhè）些地方风光资源较差，风光资（zī）源 与用能需求地（dì）区不匹配矛盾凸显（xiǎn），加快（kuài）特高压投（tóu）资建设（shè）势在（zài）必行。

2020年（nián），22条特高压线路年输（shū）送（sòng）电量5318亿千（qiān）瓦时，其中可再生能源电量2441亿千瓦时，同比提高3.8%，可再生能（néng）源电量占（zhàn）全部输送（sòng）电量的45.9%。2021 年 3 月份（fèn），国（guó）家电网发布“碳达峰、碳中和”行（háng）动方案， 提出加大跨区输（shū）送清洁能（néng）源力度，十四五期间规划建成 7 回特高（gāo）压直流（liú）， 新增输（shū）电能（néng）力 5600 万千瓦（wǎ）。到 2025 年（nián），国家（jiā）电网经营（yíng）区跨省跨区输（shū）电 能力达到（dào） 3 亿千（qiān）瓦（wǎ），输送清（qīng）洁能（néng）源占比达到 50%。将在送端，完善（shàn）西北、 东北（běi）主网架结（jié）构，加（jiā）快构建（jiàn）川（chuān）渝特高压交流（liú）主网架，支撑跨（kuà）区直流安全 高效运行。2020 年，国（guó）家电网运营的 18 条特高压线路输送电量 4559 亿 千（qiān）瓦时，其中（zhōng）可再生能源（yuán）电量（liàng） 1682 亿千瓦（wǎ）时，占输送电（diàn）量的 37%；南方 电网运营的 4 条（tiáo）特高压线路输（shū）送电量 759 亿（yì）千（qiān）瓦时，全部为可再生能（néng）源 电量。

3.3.储能发（fā）展加（jiā）速

构建新型电力（lì）系统，储（chǔ）能发（fā）展（zhǎn）加速。根据 CNESA 统计，截至 2020 年（nián）底 全球已投运储能（néng）项目累计装机（jī）规模达到 191.1GW，同（tóng）比增长 3.4%，其 中，抽水蓄能（néng）累计装机规模为 172.5GW，同比增长（zhǎng） 0.9%；电化学（xué）储能（néng）的 累计装（zhuāng）机规模达到 14.2GW，同比增长（zhǎng） 49.6%。从（cóng）储能方式看，主要（yào）分为 抽（chōu）水（shuǐ）储能（néng）、电化学（xué）储能、压缩（suō）空气（qì）储能、飞（fēi）轮（lún）储能等。在全球（qiú）储能市场 中，抽水蓄（xù）能的累计装机规模最大最为成熟（shú），但选址受地域（yù）影响（xiǎng）比较大（dà）， 占比为 90%；电（diàn）化学储能的装机（jī）规模紧随其后，应（yīng）用场景广泛，占（zhàn）比为 9.2%；熔融盐储热装机（jī）规模占（zhàn）比为 1.5%；压缩空气储能和飞轮储能装机 规（guī）模（mó）占比均小（xiǎo）于 1%。

抽水蓄能占比高，电化（huà）学储能增（zēng）速快。截至 2020 年底，中国（guó）已投运储能（néng） 项目累计装机规模 35.6GW，占全球（qiú）市（shì）场总规（guī）模的 18.6%，同比增长 9.8%，其中，抽水蓄能装机（jī）规（guī）模达（dá） 31.79GW，占（zhàn）比达 89.26%，同比增长 4.9%；电化（huà）学储（chǔ）能为 3.27GW，占比（bǐ） 9.2%，同比高增长 91.2%。

抽水蓄能：

到 2025 年，抽水蓄能投产总规模较（jiào）“十三五”翻一番，达（dá）到（dào） 6200 万千 瓦（wǎ）以上；到 2030 年，抽水蓄（xù）能投产总规模较“十四五（wǔ）”再翻一（yī）番，达到 1.2 亿千瓦左右（yòu）。9 月 9 日国家能（néng）源局综合司印发《抽（chōu）水（shuǐ）蓄能中长（zhǎng）期发展 规划(2021-2035 年)》提出，要（yào）求加快抽水蓄（xù）能（néng）电（diàn）站（zhàn）核准建设，各省（区、 市）能源主管（guǎn）部门根（gēn）据中长期规划，结合本（běn）地区实际情况，统（tǒng）筹（chóu）电力系（xì） 统需求、新能源发展等，按照能（néng）核尽核（hé）、能开尽开的原则，在（zài）规划重（chóng）点 实施项目库内核准建设抽水（shuǐ）蓄能电（diàn）站。到 2025 年，抽水蓄能投产总规模 较（jiào）“十三五”翻一番，达到 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄（xù）能投 产总规（guī）模较“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右；到 2035 年，形（xíng） 成满足新能（néng）源高比例大（dà）规模发展需求的，技术先进、管理优（yōu）质、国际竞（jìng） 争力强（qiáng）的抽水蓄能现代（dài）化（huà）产业，培育形成一（yī）批抽水蓄能大型骨干企业。

电（diàn）化学（xué）储能：

2025年新型（xíng）储能装机规模（mó）达3000万千瓦以上，未来五年装机规模（mó）扩大10倍（bèi）。7 月 23 日，发改（gǎi）委下（xià）发《关于加（jiā）快（kuài）推动（dòng）新型储（chǔ）能发展的指（zhǐ）导意见》（下称（chēng）《指导（dǎo）意见》），首次（cì）从（cóng）国（guó）家（jiā）层面提出到 2025 年新型储能装机（jī） 规（guī）模达 3000 万千瓦以上的（de）目标，未（wèi）来（lái）五年装机规模扩大（dà） 10 倍。《指导 意见（jiàn）》以实现碳达峰碳中和为（wéi）目标，将发展新型储能作为提升能源电力 系统调节能力（lì）、综合（hé）效率和安全（quán）保障能力，支撑新型电力系（xì）统建（jiàn）设的重 要举措，以政策环境为有力（lì）保障，以市场机制为根本依托，以技术革新 为内生动力，加快构（gòu）建多轮驱动（dòng）良（liáng）好局面，推动储能高质量发展。

3.4.核电是（shì）新（xīn）型电力系统（tǒng）的（de）必要补充

3.4.1.核（hé）电作为清洁、稳定、高效（xiào）电能，是碳中和背景下风光发（fā）电的必 要补充

核电作为（wéi）清洁（jié）、稳定（dìng）、高（gāo）效（xiào）电（diàn）能，是碳中和背景（jǐng）下风（fēng）光发电的必要补充。风光发电具有不稳（wěn）定（dìng）性，即使（shǐ）新（xīn）型电力系统以风光为主（zhǔ），仍需要稳定可（kě） 控电源作为补充（chōng），以保障电（diàn）力系统稳定运行。稳定可控电源中水电可（kě）开 发规模有限，碳中和下火电受（shòu）压制，唯一可加速发展（zhǎn）的清洁能源仅剩核（hé） 电。作为新（xīn）型电力（lì）系统（tǒng）的必（bì）要补（bǔ）充，核电发展必（bì）将提速（sù）。

核电利用（yòng）小时数远高（gāo）于其他电源，发电效率较高（gāo），截（jié）至（zhì） 2021 年 6月核电装（zhuāng）机占比（bǐ）仅为 2%，而上半（bàn）年发电量占比达（dá）到 5%。此外，核电分布（bù）在 沿海城（chéng）市，如（rú）广东、浙江，这些省（shěng）份用电需求（qiú）旺盛，今年以来用电供需 趋紧，核电的加速发展能很（hěn）好的（de）缓解沿（yán）海（hǎi）省（shěng）份用电紧张局面（miàn）。

3.4.2.政（zhèng）府工作报告首（shǒu）提“积（jī）极”发展核电，十四五核电发展提速（sù）

政府工作报（bào）告首（shǒu）提“积极（jí）”发展核电，预计未来每年审批（pī）6-8台（tái）机组，十四五核（hé）电（diàn）发展提速。我国自 1974 年（nián）开启核电站的探索，1993 年（nián）首座 商（shāng）业核电站-大亚（yà）湾一号机组并网发电（diàn），此后核电（diàn）进入适度发（fā）展的阶段。 2011 年日本福岛（dǎo）核泄漏（lòu）事件后，中国核电项目审批进入停（tíng）滞状态，直到（dào） 2015 年才开始重启核电项（xiàng）目（mù）审（shěn）批，但受到（dào）民（mín）众与部分专（zhuān）家的反对，在 2016 年后核电审批再次陷（xiàn）入停滞状态，2016-2018 三年核电项目零审批， 且内陆（lù）在建（jiàn）核电站（zhàn）均为（wéi）停工状态。2019 年，核（hé）电审（shěn）批重（chóng）启获得官方确认。 此后在 2021 年 3 月的（de）《政府工作（zuò）报（bào）告》中更是提出“在确保安全的（de）前 提下积（jī）极有序发展核电”，这是近 10 年来首（shǒu）次（cì）使用“积（jī）极”来对核电进行政（zhèng）策（cè）表述。在“碳中和”的大背景下，核电有望（wàng）迎来新（xīn）一轮发展的（de）政 策机遇期（qī）。

预计到2025年中国在运核电装机达到7000万（wàn）千瓦（wǎ），在（zài）建核电装机达到3000万千瓦；到2035年在运和在建核（hé）电装机容量（liàng）合计将达到2亿千瓦（wǎ）。对比全球和主要（yào）国（guó）家的核能发电量占比，2021 年上（shàng）半年（nián），全球核能总发 电量在电力（lì）结构中的占比约为 10%，法国核电（diàn）份额最高，占 70.6%，美（měi）国占19.7%。而我国核电占比（bǐ）仅 5.04%，明显低于全（quán）球平均水平，未来 在碳中和背（bèi）景（jǐng）下（xià），我国核电份额的提（tí）升空（kōng）间广阔。中国核（hé）能行业协会在 《中国核能发（fā）展报告（gào）（2020）》中（zhōng）预计，到 2025 年中（zhōng）国在运核电装（zhuāng）机达 到 7000 万千瓦（wǎ），在建核电装机达到 3000 万千瓦；到 2035 年（nián）在运和在 建核电装机容（róng）量合计将达到 2 亿千瓦；核电（diàn）建设有望按照每年 6 至（zhì） 8台机组稳步推进。2021 年上半（bàn）年，我国已新开工 5 台机组（zǔ），进一步反映（yìng）核 电发展正在（zài）提速。

3.4.3.核电技术不（bú）断突破推动行业加（jiā）速发展

我国核电技术不断突破推动行业加速发展。从核电站技术演变来看，主 要可划分四（sì）代（dài）核电技术。其中，第一（yī）代是实验性的核电站，目前（qián）已经基 本（běn）全部退役；第二（èr）代（dài）是（shì）以压水堆/沸（fèi）水（shuǐ）堆（duī）为主标准化、系列化和（hé）批量（liàng）化建（jiàn） 设的商业堆，是目前在运机组的主力；第三（sān）代是以中国华龙一号为代表， 安（ān）全性（xìng）更高，寿（shòu）命更长，是目前的主推机型；第四代核电技术目前在高 速发（fā）展中，9 月 12 日，华能石岛湾高温气冷堆成功临界（jiè），标志第四（sì）代（dài）核 电技术成功了；中核集团正（zhèng）在建设的（de）霞浦 600MW 示范（fàn）快堆（duī）预计于（yú） 2023 年投产；2021年5月（yuè）钍（tǔ）基熔盐实验堆基本完（wán）工，8 月（yuè）份完（wán）成了（le）机电安（ān）装， 年（nián）内有望启动试运行。

第（dì）四代核（hé）电技（jì）术固有安全性更高，燃料利用更好，同时还有很多附加价（jià） 值（zhí）。如钠冷快堆（duī）可（kě）以实现燃（rán）料增殖（zhí）；高温气冷堆（duī）因为温度高，可以实（shí）现 高温制氢或（huò）者核能综合（hé）利用（供热（rè）供（gòng）汽）；钍（tǔ）基熔（róng）盐堆（duī）使用液态（tài）核（hé）燃料，具有高温输出（chū）、常压工作（zuò）、无水冷却、核（hé）废（fèi）料少和本征防扩散（sàn）等特点（diǎn）。

此外，实（shí）现高放（fàng）废液处（chù）理能力零突破，促进核电发展提速。长期以来（lái）， 中（zhōng）国（guó）乏燃料处理技术（shù）与核（hé）能技术发展进度不匹配，乏燃料（liào）后（hòu）处理产业（yè）成 熟度（dù）较为弱势。2018 年后中国环（huán）保政策（cè）趋严，乏燃（rán）料监（jiān）管（guǎn）力度持续加强， 乏（fá）燃料循环（huán）成为困扰中国核（hé）电企业的关键问题，制约中国核电（diàn）发展。 2021 年 9 月 11 日，国内首座（zuò）高水（shuǐ）平放射性（xìng）废液（yè）玻璃固化设施（shī）在四川广 元正式投运（yùn）。这是我国核（hé）工业产业链后端标（biāo）志性工程，其投入（rù）运（yùn）行标（biāo）志 着我国已经实现高（gāo）放废液处理（lǐ）能力（lì）零的突破，成为世界（jiè）上少数几个具备（bèi） 高放废液玻璃（lí）固（gù）化技术（shù）的国家，将大力促进我国（guó）核（hé）电发展提速。