用电供需趋紧叠加高煤价，多地出（chū）现“限电”现象。2021 年的限电始于 5 月份，广（guǎng）东、云南、广西等多（duō）地开（kāi）启有序用（yòng）电，要求企业错峰用电，甚（shèn） 至限（xiàn）电停产（chǎn），如云南要（yào）求电解（jiě）铝厂用电（diàn）负（fù）荷压低（dī） 30%以上。

需求端（duān）：

后疫情时代（dài），我国用电需求高速增长。2021 年以（yǐ）来，后（hòu）疫情（qíng）时代（dài）我国经（jīng） 济持（chí）续稳定恢复，外贸出口高速增长（zhǎng），拉动（dòng）电（diàn）力消费需求超预期增（zēng）长。 2021 年（nián） 1-8 月，全（quán）社会（huì）用电量累计 54704 亿千（qiān）瓦（wǎ）时，同比增（zēng）长 13.8%， 两年平均增（zēng）长 7.40%，处（chù）在历史高位。分产业（yè）看，1-8 月一、二、三产和 居民（mín）生活用电量（liàng）分别（bié）为 660、36529、9533、7982 亿千（qiān）瓦时，同比分（fèn）别增 长 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（diàn）利用（yòng）小时（shí）数高增支（zhī）撑用电需求（qiú）增长。2021年（nián）1-8月（yuè），全国规模（mó）以上 电厂发电量 53894 亿千瓦时，同比增（zēng）长 11.3%，其中火电、水电、核（hé）电、 风电、光伏发电量分别（bié）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 同比（bǐ）分别变（biàn）化+260、-78、+338、+83、-1 小时。1-8 月火电发电量占比（bǐ）仍 高达（dá） 71.85%，在（zài）装机增（zēng）幅较小的情况下（xià），依（yī）靠利用（yòng）小时数高增支（zhī）撑用电（diàn） 需求高增长（zhǎng）；水电受（shòu）制于来（lái）水较差叠加大型水库（kù）蓄水影响（xiǎng），发电减少； 核电和风光发电虽（suī）增速较快，但（dàn）由于体量（liàng）较小，支撑作用较弱（ruò）。

煤价高涨，火电企业（yè）发电意愿下降，进一（yī）步推高（gāo）用电紧张形势（shì）。2021年 以（yǐ）来，煤价大幅上（shàng）扬并维持高位运（yùn）行，煤电企业燃料成本大幅（fú）上涨，6 月 部分大型（xíng）发电集团到场标煤单（dān）价同比上涨 50.5%。煤电企（qǐ）业亏损面明显（xiǎn） 扩大，部分发电（diàn）集团 6 月煤电企业（yè）亏损面超过 70%、煤电板块（kuài）整体亏 损。高（gāo）企（qǐ）的燃（rán）料成本使煤电企业产销成本严重倒挂（guà），发电量（liàng）的增长并未 给煤电企业带来更多利润，企业发电意愿受到制约。

今（jīn）年冬季或再次迎来用电紧张时点，冷冬背（bèi）景下电力供需矛盾（dùn）将加剧。 2021 年用电的第二个紧张时点在（zài） 12 月（yuè），电力需求有望超 8000 亿千瓦 时（shí），如果冷冬落地，那么电（diàn）力供需缺口（kǒu）将比（bǐ） 7 月更加严峻。电力需求具 有明（míng）显的季节性，每年的 7~8 月和（hé） 12 月是典型的用电高峰期（qī），其中 7 月和 8 月（yuè）的用（yòng）电（diàn）高峰主因高温天气导致的全面性用电高（gāo）企，另外暑期对于 居民和三（sān）产用电（diàn）的加成也是一个重要（yào）因素。12 月份的用电是全（quán）年最高点， 一方面是采暖需求，另一方面是工业生（shēng）产（chǎn）耗电的旺（wàng）季，其对于整体用电 需求的带动（dòng）作（zuò）用十（shí）分显著，在 2019 年和 2020 年的 12 月份（fèn），全社会用 电总量（liàng）分别达到了 7200 亿和 8100 亿千瓦时（其中 2020 年存在一定的 冷冬效应），根据以往的季节性规律，年内 12 月份的用电有（yǒu）望再次超过 8000 亿千瓦时。

1.2.十四五期间，传统电源增速下滑明（míng）显，电力（lì）需求（qiú）增长仅靠 新能源发（fā）电支撑，供需趋紧（jǐn）形（xíng）势延（yán）续（xù）。

需求（qiú）端：

双碳战略下，电气化（huà）程度提高，电能在终端能源的占（zhàn）比将不断（duàn）提（tí）升，用 电量增速提高。能（néng）源消（xiāo）费（fèi）减碳，必（bì）须加快以（yǐ）电代煤、以电代油、以电代 气，大力提升工业、交通、建筑领域（yù）电气（qì）化水平。当（dāng）前我国（guó）电能在终端 能源消费中的占比仅 27%左右，根据全球能（néng）源（yuán）互联（lián）网发（fā）展合作组织预测（cè）， 到 2030 年、2050 年、2060 年电（diàn）能占（zhàn）终端用能的比重有望分别（bié）达到（dào） 33%、 57%和 66%，电能将逐步（bù）成为（wéi）最（zuì）主要的能源（yuán）消（xiāo）费品种，取代煤炭在终端 能（néng）源消费中的（de）主导地位（wèi）。预计十四五期间，我国用电（diàn）需求在电气化推动 下（xià），全社会用电量增速将显著（zhe）高于（yú） GDP 增（zēng）速。

供给端：

“十四五”期间我国传统电源增速下滑明（míng）显：

1）火电：双碳（tàn）目标下，煤（méi）电受到严格管控，新增装机受限，同（tóng）时伴随着 老旧机组逐步淘汰，预计（jì）“十四五”期间煤（méi）电（diàn）装机净增量较少，“十（shí）四五” 后（hòu）煤电装机（jī）总量开始下（xià）降。

2）水电：优质（zhì）可开发规模（mó）有限，2021-2022 年（nián）乌东德、白鹤滩、两（liǎng）河口、 杨房沟（gōu）投（tóu）产后，我国除西藏外的水电资源已基本（běn）开发殆尽，目（mù）前西藏段 水电开发尚存（cún）在成本较高（gāo），难度较（jiào）大等问题，还（hái）未（wèi）有实质进展。

3）核电：2011 年日本福岛核泄漏事件后（hòu），中国核电项目（mù）审批进入停（tíng）滞 状（zhuàng）态，2015 年重启审批，2016 又开始（shǐ）停滞，2016-2018 三年核电项目（mù）零 审批。由于核电的（de）建（jiàn）设周期在 5-6 年（nián），按照建设进度，2021-2022 两年投 产小高峰（fēng）后，下（xià）一个投产（chǎn）高峰要等到 2025 年。长（zhǎng）期来看，未来电源增长 只能依靠新能源发电和核电，“十四五（wǔ）”期间核电（diàn）审（shěn）批开工（gōng）提速（sù），但受（shòu）制 于建设周期（qī）长，预计将在“十五五”迎来（lái）投（tóu）产高峰。

十（shí）四五期间，传（chuán）统电（diàn）源增速下滑（huá）明显，电力需求增长仅靠新能源发电支 撑（chēng），预计（jì）用电供需趋紧形势延续。虽然新能源发电装（zhuāng）机增速较快，但由 于其发电效率较（jiào）低，利用小时数（shù）远（yuǎn）低于核电、火电等传统（tǒng）电源（yuán），加（jiā）之新 能（néng）源发电具有不稳定不（bú）可控性，目（mù）前（qián）电网（wǎng）调峰储能能力有限，预（yù）计（jì）十四（sì） 五期间，新能源难以完全（quán）弥补传（chuán）统电源增速调（diào）档带来的供给缺口，电力 供（gòng）需趋紧形势（shì）将延续（xù）。

1.3.电力供需（xū）趋（qū）紧下，电价（jià）机制改革提速，还原电力商品属性

电（diàn）力供需紧张叠加高煤价，电价“只降不涨”惯性打破。7 月至今，蒙 西、四（sì）川、宁夏、上海、山（shān）东、广西、广东、安（ān）徽相继调整（zhěng）煤电电力交 易市场价格，允许（xǔ）煤电（diàn）交易价（jià）格在（zài）基准价（jià）的基（jī）础上（shàng）可（kě）上浮不（bú）超（chāo）过（guò） 10%， 湖（hú）南推出市场电版“煤电联（lián）动”。我们（men）现行的电价机（jī）制为“基（jī）准价+上下 浮动”的市场化（huà）价格机（jī）制，浮动范围（wéi）为上浮不超过（guò） 10%、下浮原则上不 超过 15%，2020 年暂不上（shàng）浮。因此理论上（shàng） 2021 年（nián）起电价可以上（shàng）浮，只 是在实操中电价（jià）还未实现真正意（yì）义上（shàng）的（de）市场化。

市场化交易电价上浮大（dà）势所趋。我们（men）认为（wéi），当前电力供需紧（jǐn）张叠加高（gāo）煤（méi） 价的形势有望推动电价机制改（gǎi）革提速，形成有利于成（chéng）本疏导的市（shì）场价格 机制（zhì），还原电力商品属性。而市场（chǎng）化交易（yì）价格有望成为改革（gé）的抓（zhuā）手，允 许（xǔ）市场（chǎng）电价上浮（fú）的政策（cè）有望在其他省份陆续推出（chū）。

正价（jià）差时代来（lái）临，广（guǎng）东2021年10月月竞顶（dǐng）格正价差（chà）成交。允许市场交 易电价上（shàng）浮后的首个月度竞价，广东 10 月集中竞（jìng）价（jià）统一出清价（jià）差为（wéi） 45.30 厘/千瓦（wǎ）时，差顶格（gé）成交，达到（dào） 10%最高上限，10 月集（jí）中竞价需（xū）求 电量 64.8 亿千瓦时，发（fā）电侧集中竞争电（diàn）量申报上限为 71.5 亿千瓦时， 而（ér）本次交易供应方只申报了 44.5 亿千瓦时（shí）的电量，供不应求现象明显。

2.减（jiǎn）碳加快推进新型电力系统构（gòu）建（jiàn），多措并举促（cù）进新能源消纳（nà），量价齐升开启

2.1.多措（cuò）并举（jǔ）促（cù）进新能源（yuán）消纳，构建（jiàn）新型（xíng）电力系统

多（duō）措并举促进新能源消纳，构建新型电（diàn）力系（xì）统。2021年以来，我国（guó）推出 多项（xiàng）政策促进新能源消纳，包（bāo）括提出 1）2021 年度新能源的保障性并（bìng）网（wǎng） 规模为 90GW；2）进一步完善抽水蓄能价格形成机制；3）加快推动新 型储（chǔ）能发展；4）完善分（fèn）时电价政策；5）鼓励可再生能源发电企业自建 或购买调峰能力增（zēng）加并网规模；6）中央环保督察整改方案中提出的如（rú）提 高特高压（yā）直流输（shū）送可再生能源（yuán）电量（liàng）比例（lì）等促进新能源消纳措（cuò）施；7）开展（zhǎn） 绿色（sè）电力交易（yì）试点（diǎn），以市场化手段促（cù）进新能源消纳（nà）；8）能（néng）耗双控方案（àn）中 提出超额完成可再（zài）生能源电力消纳责任权重的消纳（nà）量不纳入总量考核； 如同一套政策组合（hé）拳，多（duō）措并（bìng）举以确保 2021 年，全（quán）国风电、光（guāng）伏发电（diàn）发（fā） 电量占全社会用（yòng）电量的比重（chóng）达到 11%左（zuǒ）右，2025 年非化石能源消费占一 次能源消费的比重（chóng）达（dá）到 20%左右的目标实现。预计到 2025 年，风光合 计装机容量较 2020 年将翻（fān）倍，超（chāo）过（guò） 11 亿千（qiān）瓦，占总装机（jī）容量比例达到 38%左右。

2.2.完（wán）善分（fèn）时电价、推进（jìn）储（chǔ）能发展，保障新能（néng）源消纳

推进储能发展，保障以新能源为主体的新型电力系统稳定运行。建设以 新能（néng）源为（wéi）主体的新（xīn）型电力系统的核心挑（tiāo）战是新能（néng）源发电的随（suí）机性、波动 性与系统灵活性、稳定可（kě）控性之间的（de）矛盾。因此，随着风（fēng）光发电在电（diàn）力 供给中占比逐步提高，需要储能（néng）和调峰电源与之配合才（cái）能实（shí）现电力系统 正常运行。目前（qián）我国储（chǔ）能（néng）发展尚在初期，电网配（pèi）备（bèi）储能较少，不（bú）足以支（zhī） 撑双碳目标下新能源电力的高速发展。因此，2021 年以来，国（guó）家陆续出 台多项（xiàng）政策支持推进储能发展，包括完善抽水蓄能价格（gé）形成机制、加快 推（tuī）动（dòng）新型储能发展、抽水（shuǐ）蓄能中（zhōng）长（zhǎng）期（qī）发（fā）展规划等。

完善分时电价机制，以市（shì）场化手段提升电（diàn）网的新能（néng）源消纳能力。2021年 7 月（yuè），国（guó）家出台《关于进一步完善分时电价机制（zhì）的通知（zhī）》，要求上年或当 年预（yù）计最大（dà）系（xì）统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价（jià）差（chà）原则（zé）上不低（dī）于 4:1；其他（tā）地方（fāng）原则上不（bú）低于 3:1；尖（jiān）峰电价在峰段（duàn）电价基础上上浮比例 原（yuán）则上（shàng）不低于 20%。通过扩大峰谷价差，市场化的方式（shì）直接引导用户调 整（zhěng）用能（néng）习惯，在用电高峰时段主动降低（dī）负荷，在（zài）用电（diàn）低谷（gǔ）时段主动增加（jiā）负荷，用户负（fù）荷（hé）在时间上分布更加均（jun1）匀，能够有效提升（shēng）用户用能（néng）的电（diàn）网 友好性，提升电网（wǎng）的新能源（yuán）消纳能力。

2.3.能（néng）耗双控（kòng）下，绿电交（jiāo）易（yì）有望量价齐升

2.3.1.开展绿电交易，赋予绿电额外环境价值

开展（zhǎn）绿电交易，市场（chǎng）手段促进新能（néng）源消纳，赋（fù）予绿（lǜ）电额外的环境价（jià）值（zhí）。通过“碳”-“电”两个市场联动，控排企业、跨（kuà）国企业可以通过采购绿 电降低企业的碳排放（fàng），对控排企业而言（yán）降低（dī）了（le）碳市场（chǎng）履约成本，也为外 向型企业降低了（le）被征收碳税的风险，从而赋予绿（lǜ）电额外的环境价值，产（chǎn） 生环境溢价（jià），同时提（tí）高了用户对绿电的需求。9 月 7 日（rì），首批绿电交易 成交量（liàng） 79.35 亿千（qiān）瓦时，交易价格较当地电力中长期交（jiāo）易（yì）价（jià）格增加（jiā） 0.03- 0.05 元/千瓦时，溢价幅度较大。

2.3.2.能耗双控下（xià），加大（dà）新（xīn）能源电力消纳为（wéi）必由之（zhī）路

能耗（hào）双（shuāng）控叠加电力（lì）供应紧张，9月多地开始对高耗（hào）能行（háng）业拉闸限电“能（néng）。耗双控”于（yú） 2015 年提（tí）出，全称为实行能（néng）源消耗总量和（hé）强（qiáng）度（dù）“双控”行动， 旨（zhǐ）在按省、自治区、直辖市行政区域设定能源消费总（zǒng）量和强（qiáng）度控制目标， 对各级地方政府进行监（jiān）督考（kǎo）核。双碳目标下，我（wǒ）国加大（dà）对能耗双控考核（hé） 力度，由原（yuán）先的 5 年一考核，变为现今每年考核（hé），同时每季（jì）度发布（bù）晴雨 表预警（jǐng）。2021 年（nián）上（shàng）半年能耗双控（kòng）完（wán）成情况中，能耗强度降低（dī）方面，青（qīng）海、 宁夏、广（guǎng）西、广东、福建、新疆、云（yún）南（nán）、陕西、江苏 9 个省（区）上（shàng）半 年能耗（hào）强度不降反升（shēng），为一级预（yù）警（jǐng）；能源消费总量控制方面，青（qīng）海、宁（níng） 夏（xià）、广西、广东、福（fú）建、云南、江苏、湖北 8 个省（区）为一级预警。 国家发改（gǎi）委要求（qiú）确（què）保完成全年能耗双控目标，特别是能耗强度降低目（mù）标， 对能耗强度（dù）不（bú）降反升的地区，2021 年暂停“两高”项目节（jiē）能审查，因此 上半年一二（èr）级（jí）预警地区在下半（bàn）年（nián）有（yǒu）压（yā）力，能耗双控叠（dié）加电力供应紧张（zhāng）， 9 月（yuè）多地（dì）开始对高（gāo）耗（hào）能行业拉闸限电。

可再生能源电力消纳量不（bú）纳入总量（liàng）考核（hé），绿电交易（yì）有（yǒu）望量（liàng）价（jià）齐升。日前， 发（fā）改（gǎi）委印发的《完善能源（yuán）消费强（qiáng）度和（hé）总量（liàng）双控制度方案》中提出，鼓励 地方增加可再生（shēng）能源消费，对超额完成激励性可再生能源电力消纳（nà）责任 权重的（de）地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权（quán）重的（de）消纳量不纳（nà）入该 地区年度（dù）和五年规划当期能源消费总量考核。在能耗双控（kòng）的高压下，高 耗能企业（yè）以及能耗双控未达标省份想要少限（xiàn）产多用电，必将加（jiā）大（dà）对风光 水等可再生（shēng）能源电（diàn）力（lì）的消纳，绿电市场需求大幅提升，加之绿电（diàn）市场允 许电价（jià）上浮，有望（wàng）迎来（lái）量价齐（qí）升，新（xīn）能源运营商将大（dà）大受（shòu）益。

各地对新能（néng）源发电建设投资将提速，风光（guāng）资源不（bú）足省份将（jiāng）通过（guò）电网代理 向富足地（dì）区购买绿电（diàn）。能耗双控（kòng）压力下（xià），地方政（zhèng）府将主（zhǔ）动大幅（fú）提高（gāo）对新（xīn） 能（néng）源的投资，通过自建集中式电站（zhàn）和发展分（fèn）布式（shì）光伏，来提（tí）高当（dāng）地绿电 供给（gěi），是地方政府解决能耗总量压制（zhì）的最佳方案。此外，我（wǒ）国风光资源 富足地区主要在西北地区（qū），这些地方（fāng）用能需求较低（dī），而（ér）用能需求（qiú）较高省 份如广东、江苏、浙江，这些地方风光（guāng）资源较差，绿电供（gòng）给有限（xiàn）。绿电（diàn） 交易市场（chǎng）允许地方委托电网跨省跨区代（dài）理购买，风光资源较差（chà）、用能（néng）需 求（qiú）较（jiào）高的省份（fèn），可以通过特（tè）高压输电通道或（huò）其他外送通（tōng）道向风光（guāng）资源富 足省份购（gòu）买绿电（diàn），将提高这些省份绿电需（xū）求，降低弃（qì）风弃光率。

3.电（diàn）力基建推动电网（wǎng）转型升（shēng）级，必要补充核电大有可为（wéi）

3.1.加快建设新一（yī）代智（zhì）能化电力系统

面（miàn）对新能源快速发展的机（jī）遇和挑战，加快建设新一代智（zhì）能化电力（lì）系统， 是推动实现能源绿色安全高效可持续发展的重（chóng）要举（jǔ）措。

建设新一（yī）代（dài）电力系统（tǒng）要（yào）以电网为平（píng）台，推动实现（xiàn）电（diàn）力系统源网荷储的（de）高 效融合互（hù）动（dòng）。统筹（chóu）电源（yuán）、负荷与调度（dù）运（yùn）行（háng）各环节（jiē），通（tōng）过加大（dà）电网等基（jī）础 设施建（jiàn）设力度，加强关键技术装备攻关（guān），加快体制（zhì）机制（zhì）改革（gé）创新，不（bú）断 提高电网和各类电源的综（zōng）合（hé）利用效率，推（tuī）动实现电力系统源网荷储的高 效融合（hé）互（hù）动，全面适（shì）应大规模高比例新能源开（kāi）发利用（yòng）需求，为我国实现 2030 年前碳达峰、2060 年前碳中和的发展愿景提供坚强能（néng）源（yuán）供应支撑。

未来（lái）五年国家电网将投资超（chāo）过（guò）2万亿（yì）元，推进电网转（zhuǎn）型升级，其（qí）中将投 入 500 多亿元（yuán），用于关键核心技术研发（fā）。持续完（wán）善各级电（diàn）网网架，加快 建设（shè）新型电力系统（tǒng），促进能（néng）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（rè）潮

新型电力系统存在风光资（zī）源与（yǔ）用能需求地区不匹配问题，亟待加快特（tè）高 压建设。特高压是指（zhǐ）直流±800 千伏和交流 1000 千伏以上的电压等级， 国网数据显示（shì），±800 千伏直（zhí）流工程输送容（róng）量（liàng）是±500 千（qiān）伏直流工程的 2-3 倍，经济输送距离提高（gāo）到（dào） 2-2.5 倍。2020 年（nián），在运特（tè）高（gāo）压输送能（néng）力达 7340 万千瓦（wǎ），同比提高 740 万千瓦；利用（yòng）小时数（shù）同比提高 310 小时。我（wǒ） 国风光资源富足地（dì）区主（zhǔ）要在西（xī）北地区，这些地方用（yòng）能需求较低（dī），而用能（néng） 需求较高（gāo）省份如广东、江苏（sū）、浙江（jiāng），这（zhè）些（xiē）地方风光资源（yuán）较差，风光资源 与用能需求地区不匹配矛盾凸显，加快特高（gāo）压投（tóu）资建设势在必行。

2020年，22条特高压线路年输送电量5318亿（yì）千瓦时，其中（zhōng）可再生（shēng）能源电量2441亿千瓦时，同比提高3.8%，可再生能源电量占全部输送电量（liàng）的45.9%。2021 年（nián） 3 月份（fèn），国（guó）家电网发布“碳达峰、碳中和”行动方案， 提出加大跨区输送清（qīng）洁能（néng）源（yuán）力度，十四五期间规（guī）划（huá）建成 7 回特高（gāo）压直流， 新增输（shū）电能力（lì） 5600 万千瓦。到 2025 年，国家电网经营区跨省（shěng）跨区输电 能力达到 3 亿千瓦，输（shū）送清洁能源占（zhàn）比（bǐ）达（dá）到 50%。将在（zài）送端，完善西北（běi）、 东北主网架（jià）结构，加快构建川渝特高压（yā）交流主网（wǎng）架，支撑跨区直流安全 高效运（yùn）行。2020 年（nián），国家（jiā）电网（wǎng）运营（yíng）的 18 条（tiáo）特（tè）高压线路输送电（diàn）量 4559 亿 千瓦时，其中可（kě）再生能（néng）源电量 1682 亿千瓦（wǎ）时，占输送电量的 37%；南方 电网（wǎng）运营的 4 条特高压线路输送电量 759 亿千瓦（wǎ）时，全部为可再生能源 电量。

3.3.储能发展加速

构建（jiàn）新型电力系统，储能发展（zhǎn）加速。根据 CNESA 统计，截至 2020 年底（dǐ） 全（quán）球已投运储能项目（mù）累计装机规模达（dá）到 191.1GW，同比（bǐ）增长 3.4%，其 中，抽水蓄能累计装机规模（mó）为（wéi） 172.5GW，同比增长 0.9%；电化学储能的 累计（jì）装机（jī）规模达到 14.2GW，同（tóng）比增长 49.6%。从储能方式看，主要分为（wéi） 抽水储能、电化学（xué）储能、压缩空气储能、飞轮（lún）储（chǔ）能（néng）等（děng）。在全球储能市场 中，抽水蓄能的累计（jì）装机规模最大最为成熟，但选址受地（dì）域影响比较大， 占比（bǐ）为 90%；电化学储能的装机（jī）规模（mó）紧随其后，应用场景（jǐng）广泛（fàn），占比为 9.2%；熔融盐储热装机规模占比为（wéi） 1.5%；压（yā）缩空（kōng）气储（chǔ）能和飞（fēi）轮储（chǔ）能（néng）装机 规模占（zhàn）比均小于 1%。

抽水蓄能占（zhàn）比高，电化学储能增速快。截至 2020 年底，中国已（yǐ）投运储能 项目累计装机规模（mó） 35.6GW，占全球市场总规模的 18.6%，同比增长 9.8%，其中，抽水蓄能装机规模（mó）达（dá） 31.79GW，占比达（dá） 89.26%，同比增长（zhǎng） 4.9%；电化（huà）学储能为 3.27GW，占比 9.2%，同（tóng）比高增长 91.2%。

抽水（shuǐ）蓄（xù）能：

到 2025 年，抽水（shuǐ）蓄能投产总规模较“十三五”翻（fān）一（yī）番，达到 6200 万千 瓦以上；到 2030 年，抽（chōu）水（shuǐ）蓄能投产总规模较“十（shí）四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左（zuǒ）右（yòu）。9 月 9 日（rì）国家能源（yuán）局综合司（sī）印发《抽水蓄能中（zhōng）长期发（fā）展 规（guī）划(2021-2035 年)》提（tí）出（chū），要求加（jiā）快抽水蓄能电站核准（zhǔn）建设，各省（区（qū）、 市（shì））能源主管部门根据中长期规划，结合本地（dì）区实际情况（kuàng），统筹电力系 统需求、新能（néng）源发展等，按照能核尽（jìn）核、能开尽开的原则，在规划重（chóng）点（diǎn） 实（shí）施项目（mù）库内核（hé）准（zhǔn）建设抽水蓄能电（diàn）站。到（dào） 2025 年，抽水蓄能投产总规模 较（jiào）“十三五”翻一番，达（dá）到 6200 万（wàn）千瓦以上；到（dào） 2030 年，抽水蓄能投（tóu） 产（chǎn）总规模（mó）较“十四五”再翻一番，达到（dào） 1.2 亿千瓦左右；到（dào） 2035 年，形 成满足新能源（yuán）高比例（lì）大规模发展需求的，技术（shù）先进、管理优质、国（guó）际竞 争力强的（de）抽水蓄能现代化产业（yè），培育形成一批抽水蓄能大型骨干企（qǐ）业。

电化学储能：

2025年新型储能装机规模达3000万千（qiān）瓦以上，未来五年装（zhuāng）机规模扩大10倍。7 月 23 日，发改委下发《关（guān）于（yú）加快推动新型储能发展的指（zhǐ）导（dǎo）意（yì）见》（下称（chēng）《指导意（yì）见》），首次从国家层面提（tí）出到 2025 年新型储（chǔ）能装机 规模（mó）达 3000 万千（qiān）瓦以（yǐ）上的（de）目标，未来五年（nián）装机（jī）规模扩大 10 倍。《指导（dǎo） 意见》以实现碳达峰碳中和为目标，将发展新型储（chǔ）能作为提升能源电力 系统调节能（néng）力、综合效率和安全（quán）保障能力，支撑新型电（diàn）力（lì）系（xì）统建设的重 要（yào）举措，以（yǐ）政策环境为有力保障，以市场机制为根本依托，以技术革新 为内（nèi）生动力，加快构（gòu）建多（duō）轮驱动良好局面，推动储能高质（zhì）量发展。

3.4.核（hé）电是新型电力（lì）系（xì）统的必要（yào）补（bǔ）充（chōng）

3.4.1.核电（diàn）作为清洁、稳定、高效（xiào）电能，是（shì）碳中和背（bèi）景下（xià）风光发（fā）电的必 要补充

核电（diàn）作为清洁、稳（wěn）定、高效（xiào）电能，是碳中和（hé）背景下风光（guāng）发（fā）电的必要补充。风（fēng）光发电具有（yǒu）不稳定性，即使新型电力系统以风光（guāng）为主，仍需要稳定可 控（kòng）电（diàn）源作为（wéi）补充，以保障（zhàng）电力系统（tǒng）稳定运行。稳定可控（kòng）电源（yuán）中（zhōng）水电（diàn）可开 发规模有限（xiàn），碳中和（hé）下火电受压制（zhì），唯一（yī）可加速发展的清洁能源仅剩核（hé） 电。作为（wéi）新型电力系统的必要补充（chōng），核电发展必将提速。

核电利用小时数（shù）远高（gāo）于其他电源，发（fā）电效（xiào）率较高，截至 2021 年 6月核电装机占比仅为 2%，而上半年发电量占比达到 5%。此（cǐ）外，核电分布在 沿海城（chéng）市，如广东、浙江，这（zhè）些省份用电需求（qiú）旺盛（shèng），今年以（yǐ）来用电供需 趋紧（jǐn），核电的加速发展能很好（hǎo）的缓解沿（yán）海省份用电（diàn）紧张（zhāng）局面（miàn）。

3.4.2.政府工作报告（gào）首提（tí）“积（jī）极”发展核（hé）电（diàn），十（shí）四（sì）五核电发展（zhǎn）提速

政府（fǔ）工作报告（gào）首提“积极”发展核电，预（yù）计未来每年审批6-8台机组（zǔ），十四五核电（diàn）发展提（tí）速。我国（guó）自 1974 年开启（qǐ）核电站（zhàn）的探（tàn）索，1993 年首（shǒu）座 商业核电（diàn）站-大亚湾一号（hào）机（jī）组并网发电，此后核电进（jìn）入适度发（fā）展的阶（jiē）段。 2011 年日本福岛核泄漏事件后，中国核电项（xiàng）目审批进（jìn）入（rù）停（tíng）滞（zhì）状态，直（zhí）到 2015 年（nián）才开始（shǐ）重启（qǐ）核电项目审批，但受到民（mín）众与部（bù）分专家的反对，在 2016 年后（hòu）核电审批再次陷入停滞状态，2016-2018 三年核电项目零审批， 且内陆在建核（hé）电站均（jun1）为（wéi）停工状（zhuàng）态。2019 年，核电（diàn）审批重启（qǐ）获得官方确认。 此后在 2021 年 3 月（yuè）的《政府工作报告》中更（gèng）是提出“在确（què）保（bǎo）安（ān）全（quán）的前（qián） 提下积极有序发展核电（diàn）”，这（zhè）是近 10 年来首次（cì）使（shǐ）用“积极”来对核电进行政策表述。在（zài）“碳中和（hé）”的大背景（jǐng）下，核电（diàn）有望迎来（lái）新一轮发展的政 策（cè）机遇期（qī）。

预计（jì）到2025年中国在（zài）运核电装机达到7000万千瓦，在建核（hé）电装机（jī）达到3000万千瓦；到（dào）2035年在运和在（zài）建核电装（zhuāng）机容量合计将达（dá）到2亿千（qiān）瓦（wǎ）。对比全球和主要国家的核能发电量占比，2021 年上半年（nián），全球核能总发 电量在（zài）电力（lì）结构中的占比约（yuē）为 10%，法国核（hé）电（diàn）份（fèn）额最（zuì）高，占 70.6%，美国占19.7%。而我国核（hé）电占比（bǐ）仅 5.04%，明显低于全球平均水（shuǐ）平，未来 在碳中（zhōng）和背景下，我（wǒ）国核电（diàn）份额（é）的（de）提升空间广阔。中国核能行业协会在 《中国核能发展报告（2020）》中预计（jì），到（dào） 2025 年中（zhōng）国（guó）在（zài）运（yùn）核（hé）电装机达（dá） 到 7000 万千瓦，在（zài）建核电装（zhuāng）机达到 3000 万千瓦；到 2035 年在（zài）运和在 建核（hé）电装（zhuāng）机容量合计（jì）将达到 2 亿千瓦；核电建（jiàn）设有望（wàng）按照每年 6 至 8台机组稳步（bù）推进（jìn）。2021 年上半（bàn）年，我国（guó）已（yǐ）新开工 5 台机组，进一步反（fǎn）映核 电发展正在提（tí）速。

3.4.3.核电技术不断突破推动行业加速（sù）发展

我国（guó）核电技术不断突（tū）破推动行业加速发展。从核（hé）电站技（jì）术演（yǎn）变来看，主 要可划（huá）分四代核电技术。其中，第一（yī）代是实验性的核电站，目前已（yǐ）经基 本全部退役；第（dì）二代是（shì）以压水堆/沸（fèi）水（shuǐ）堆为主（zhǔ）标（biāo）准化、系列化和批量化建 设的商业（yè）堆，是目（mù）前（qián）在运机组的（de）主力；第三代（dài）是以中国华龙（lóng）一号为代（dài）表， 安全性更高，寿命更长，是目前的主（zhǔ）推机型；第四代核电技术目前在高 速发展中，9 月 12 日，华能石岛湾高温气冷堆（duī）成功（gōng）临界（jiè），标志第四代核（hé） 电技术成（chéng）功（gōng）了；中核集团正（zhèng）在建（jiàn）设的（de）霞浦 600MW 示范快堆预计于（yú） 2023 年投产；2021年5月钍（tǔ）基熔盐实验堆基本完工，8 月份完成（chéng）了（le）机（jī）电安装（zhuāng）， 年内有（yǒu）望启动试运行。

第（dì）四代核电（diàn）技术固（gù）有安（ān）全性更（gèng）高，燃料利用更（gèng）好，同时还有很多附加价 值。如（rú）钠（nà）冷快堆可以实（shí）现燃料增殖；高温气（qì）冷堆因（yīn）为温度高，可以实现 高温制氢或者（zhě）核（hé）能综合利用（供热供汽）；钍基熔盐堆使（shǐ）用液态核燃料（liào），具有高温输（shū）出、常压工作、无水冷却、核废料少和本征防（fáng）扩散等（děng）特点。

此外，实现高放废液处理能力（lì）零突破，促进核电发展提速。长期以来， 中（zhōng）国乏燃（rán）料处理（lǐ）技术与核能技术发展进度不匹配，乏燃（rán）料后处（chù）理产业成 熟（shú）度较（jiào）为弱势。2018 年后中国环保政策趋严，乏燃料监管（guǎn）力度持（chí）续加强（qiáng）， 乏燃料（liào）循环成（chéng）为（wéi）困扰（rǎo）中国核（hé）电企业的（de）关键问题（tí），制约中国核电发展。 2021 年（nián） 9 月 11 日，国（guó）内（nèi）首座高水平放射性废液玻璃固化设（shè）施在四川（chuān）广 元正式投运。这是我国核工（gōng）业产业链后端标志性（xìng）工程，其投入运行（háng）标志 着我国已经实现（xiàn）高放废液处理能（néng）力零的突破，成为世界上少数几个具备（bèi） 高放废（fèi）液玻璃固化技术的国家，将大力促进我国核电发展提速。