用电供需（xū）趋紧叠加高煤价，多地出现“限电”现（xiàn）象。2021 年的限电始于 5 月份，广（guǎng）东、云南、广（guǎng）西等（děng）多地开启有序用电，要求企业错峰用电，甚 至（zhì）限电停产，如云南要求（qiú）电解铝厂（chǎng）用电负荷压低 30%以上。

需求（qiú）端：

后疫（yì）情时代，我国用电需求高速增长。2021 年以来，后（hòu）疫情时代我（wǒ）国经 济持续稳（wěn）定恢复，外贸（mào）出口高速增长（zhǎng），拉动电力消费需求超预期增长。 2021 年 1-8 月，全（quán）社会（huì）用电量累计 54704 亿千瓦时，同比增长 13.8%， 两年平（píng）均增长 7.40%，处在历史高位。分产业看，1-8 月一、二、三产（chǎn）和（hé） 居民生（shēng）活用电量分别为 660、36529、9533、7982 亿千（qiān）瓦时，同（tóng）比分（fèn）别增（zēng） 长 19.3%、13.1%、21.9%、7.5%，两年平（píng）均分别增（zēng）长 14.32%、6.70%、 9.94%、7.19%。

供给端：

火电（diàn）利用（yòng）小时数（shù）高增支撑用电（diàn）需求增长（zhǎng）。2021年1-8月，全（quán）国规模以上 电厂发电量 53894 亿千瓦时，同比增长 11.3%，其中火电、水电、核（hé）电、 风电、光伏发电量分别为（wéi） 38723、7617、2699、3651、1204 亿千瓦时， 同比分别变化（huà）+12.6%、-1.0%、+13.3%、+28.1%、+10.3%，利用小时数 同比分别（bié）变（biàn）化+260、-78、+338、+83、-1 小（xiǎo）时（shí）。1-8 月火电发电（diàn）量（liàng）占比仍 高（gāo）达（dá） 71.85%，在装机增幅较小的情况下，依靠利用小时数高（gāo）增支撑用电 需求高增（zēng）长；水电受制于来水（shuǐ）较差叠加大型水库蓄水影响，发电减少（shǎo）； 核电和风光（guāng）发电（diàn）虽增速较快，但由于体量较（jiào）小（xiǎo），支撑作用（yòng）较弱。

煤价高（gāo）涨，火电企业发电意愿下降（jiàng），进一步推高用电紧（jǐn）张形势。2021年（nián） 以来，煤（méi）价大幅上（shàng）扬并维持高（gāo）位运行，煤（méi）电企业燃料成本大幅上涨，6 月 部分大型发电（diàn）集团（tuán）到场标煤单价同比上（shàng）涨 50.5%。煤电（diàn）企业亏损面明显 扩大（dà），部分发电集（jí）团 6 月（yuè）煤（méi）电企业亏损面超过 70%、煤（méi）电板块整体亏 损。高企（qǐ）的燃（rán）料成本使煤电（diàn）企业产销成本（běn）严重倒挂，发（fā）电量的增长并未 给煤电企业带（dài）来更多利润，企业发电意愿（yuàn）受到（dào）制约。

今年冬季或再次迎（yíng）来用电紧张时（shí）点，冷冬背景下电力供需（xū）矛（máo）盾将加剧。 2021 年用电的第二个紧张（zhāng）时点在（zài） 12 月（yuè），电力需求有（yǒu）望超 8000 亿千瓦 时，如果冷冬落地，那么电力供需（xū）缺口将比 7 月（yuè）更加严峻。电（diàn）力（lì）需求具 有（yǒu）明显的（de）季节性，每年的（de） 7~8 月和 12 月（yuè）是典型的用电高峰期，其中 7 月（yuè）和（hé） 8 月的用电高峰主因高温天气导致的全（quán）面性（xìng）用电（diàn）高企，另外暑期对于 居民和三（sān）产用电的加成也是（shì）一个重要因素。12 月份的（de）用电是全年（nián）最（zuì）高点， 一方（fāng）面（miàn）是采暖需求，另一方面是工业（yè）生产耗电的旺季（jì），其对于整体（tǐ）用电 需求的带动作（zuò）用（yòng）十分显著（zhe），在 2019 年和 2020 年的 12 月份，全（quán）社（shè）会用 电总（zǒng）量分（fèn）别（bié）达到了 7200 亿和 8100 亿千瓦时（shí）（其中 2020 年存在一定的 冷冬效应），根据以往（wǎng）的季节性规律，年内 12 月份（fèn）的用电有望再次超（chāo）过 8000 亿千瓦时。

1.2.十四五期间，传统电源增速（sù）下滑明显，电力需（xū）求增长仅靠 新能源发电支（zhī）撑，供（gòng）需趋紧形势延续（xù）。

需求（qiú）端：

双碳战略下，电气化程度提高，电能（néng）在终端（duān）能源的占比将不断提升，用（yòng） 电量（liàng）增速提高。能（néng）源（yuán）消费减碳，必须加快以电（diàn）代煤、以电代油、以电代（dài） 气，大（dà）力提升工业、交通、建筑领域（yù）电气（qì）化水（shuǐ）平。当前我国电（diàn）能在终端 能源消费中（zhōng）的（de）占比仅（jǐn） 27%左右（yòu），根据全球能（néng）源互联网（wǎng）发（fā）展（zhǎn）合作（zuò）组织（zhī）预测， 到 2030 年、2050 年、2060 年电能占终端用能的比重有望分（fèn）别达到 33%、 57%和 66%，电（diàn）能将逐步成为（wéi）最主要的能源（yuán）消费品种，取代煤（méi）炭在终（zhōng）端 能源消费中的主（zhǔ）导地位。预计十四五期间，我国（guó）用电需求在电气（qì）化推动 下，全（quán）社会用电量增速（sù）将显著高于 GDP 增速。

供给端：

“十四（sì）五（wǔ）”期间（jiān）我国传统（tǒng）电源增速下滑明显：

1）火电：双碳目标下，煤电（diàn）受到严格管控，新增装（zhuāng）机（jī）受（shòu）限（xiàn），同时伴随着（zhe） 老旧机组逐步淘汰，预计“十四五”期间煤电装机净增量较少，“十四（sì）五” 后煤（méi）电装机总量开始下降。

2）水电：优质可开发规模有限，2021-2022 年（nián）乌东德、白鹤滩、两河口、 杨房沟投产（chǎn）后，我国（guó）除西藏外（wài）的水电资源（yuán）已基本开发殆尽，目前西藏（cáng）段 水电开发尚存（cún）在（zài）成本较高，难度（dù）较大等问题，还未有实质进展。

3）核电：2011 年日（rì）本福（fú）岛核泄（xiè）漏事件后，中国核电项目（mù）审（shěn）批（pī）进入停滞 状态，2015 年重启（qǐ）审批（pī），2016 又开（kāi）始停（tíng）滞，2016-2018 三年核电（diàn）项目零 审批。由于核电的建设周（zhōu）期在 5-6 年，按照建设（shè）进度（dù），2021-2022 两年投 产（chǎn）小（xiǎo）高（gāo）峰后，下一个投产高峰要（yào）等（děng）到 2025 年。长期来看，未来电（diàn）源增长 只能（néng）依靠新能（néng）源发电（diàn）和核电（diàn），“十四五”期（qī）间核电审批开工提（tí）速，但受制（zhì） 于（yú）建设周期长（zhǎng），预计将在“十五五（wǔ）”迎来投产高峰。

十（shí）四五期间，传统电源增速下滑明显，电力需求增长仅靠（kào）新（xīn）能源发（fā）电支 撑，预（yù）计用电（diàn）供需趋紧形势延续。虽然新能源发电装机增速较（jiào）快，但由 于（yú）其发电效（xiào）率较低，利用小（xiǎo）时数远低于（yú）核电（diàn）、火电等传统电源，加之新 能源发电具有（yǒu）不稳定（dìng）不可控性，目前电网调峰储能（néng）能（néng）力有限（xiàn），预计十四（sì） 五期间，新能源难（nán）以完全弥补传统电源（yuán）增速（sù）调档（dàng）带来（lái）的供给缺口，电（diàn）力 供（gòng）需趋紧形势将延续。

1.3.电力供（gòng）需趋紧下，电价机制改革提速，还原电力商（shāng）品属（shǔ）性（xìng）

电力供（gòng）需紧张（zhāng）叠（dié）加高煤价，电（diàn）价“只降不涨”惯性打破。7 月至（zhì）今，蒙 西、四川、宁夏、上海、山东、广西、广东、安徽相继调整煤电电力交 易（yì）市场价格（gé），允许煤电（diàn）交易（yì）价格在基准价的（de）基础上（shàng）可上浮不超（chāo）过 10%， 湖南（nán）推出市场电版（bǎn）“煤电联动”。我们现行的电价（jià）机（jī）制为“基准价+上（shàng）下 浮动”的市场（chǎng）化（huà）价格机制，浮动范围为（wéi）上浮（fú）不（bú）超过 10%、下浮原则上不 超过 15%，2020 年暂不上（shàng）浮。因（yīn）此（cǐ）理论上 2021 年起电价可以上（shàng）浮，只（zhī） 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。我们认为，当前电力供需紧张叠加（jiā）高煤 价的形势有望推动电价机（jī）制改革提速，形成有（yǒu）利于成本（běn）疏导的市场价格（gé） 机制，还原电（diàn）力商品（pǐn）属性。而（ér）市场化交易价（jià）格有望成（chéng）为改革的（de）抓手，允（yǔn） 许市场电价上浮的政策有望在（zài）其他省份陆续推出。

正价差时代来临，广（guǎng）东2021年10月月竞顶格（gé）正（zhèng）价（jià）差成交。允许市场交 易电价上浮（fú）后的首个月（yuè）度竞价，广东 10 月集中竞价统一出清价（jià）差（chà）为 45.30 厘/千瓦时（shí），差顶格成交（jiāo），达到 10%最高上限（xiàn），10 月集中竞价需（xū）求（qiú） 电量 64.8 亿千瓦（wǎ）时，发电（diàn）侧集中竞争电量申报上限为（wéi） 71.5 亿千瓦时， 而本次交（jiāo）易供应方只申报（bào）了 44.5 亿千（qiān）瓦时的电量，供不应求现（xiàn）象（xiàng）明显。

2.减碳加快推进新（xīn）型（xíng）电力（lì）系统构（gòu）建，多措（cuò）并举促（cù）进新能源消纳，量（liàng）价齐升开启

2.1.多措并举促进新（xīn）能（néng）源消纳，构建新型电力系统

多措并举促进（jìn）新能源消纳，构建新型电力系统。2021年以来，我国推出 多项政策促进新能源消纳，包括（kuò）提出 1）2021 年度新（xīn）能源的保障性并（bìng）网 规模为 90GW；2）进一步完善抽水蓄能价格形成（chéng）机制（zhì）；3）加快推动新 型储能发展；4）完（wán）善分时电价政（zhèng）策；5）鼓励可再生能源发电企（qǐ）业自建 或购买调峰能力增加并网规（guī）模；6）中央环保督察整（zhěng）改方案（àn）中提（tí）出的如提 高特高压直流（liú）输送（sòng）可再生（shēng）能源电量比例等促进（jìn）新（xīn）能源消纳（nà）措施；7）开（kāi）展 绿色电力交易试（shì）点，以市场化手段促（cù）进新（xīn）能源（yuán）消纳；8）能耗（hào）双控方案（àn）中 提出超额完成可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳（nà）入总（zǒng）量考核； 如同一（yī）套（tào）政策组（zǔ）合拳，多措并举（jǔ）以（yǐ）确保 2021 年，全国风电、光伏发电发 电量占（zhàn）全社会用电量的比重（chóng）达到 11%左右，2025 年非化石能源消（xiāo）费占（zhàn）一 次能源消费的比重达到（dào） 20%左右的（de）目标实现（xiàn）。预计到 2025 年，风（fēng）光（guāng）合 计装机容量较 2020 年（nián）将翻倍（bèi），超过（guò） 11 亿千瓦（wǎ），占（zhàn）总装机容量比例达（dá）到 38%左（zuǒ）右（yòu）。

2.2.完善分（fèn）时电价、推进储能发展，保障新能源（yuán）消纳（nà）

推（tuī）进储（chǔ）能发展，保障以新能源为主体的新型电力系统稳定运行（háng）。建设以 新能源为主体的新型电力系统的核心挑战是新能源发电的随机（jī）性、波动 性与系统灵活性、稳定可控性之间的矛盾。因此，随着风光发电（diàn）在电力 供给中占比逐步提（tí）高（gāo），需要储能和调峰电源与之配（pèi）合才（cái）能实现（xiàn）电力系统（tǒng） 正常运行。目（mù）前我国储能发展尚在初期，电（diàn）网（wǎng）配备储能较少，不足以支（zhī） 撑双碳目标下新能源电力（lì）的高速发展。因（yīn）此，2021 年以来，国（guó）家陆续出 台多项政策支持推进储能发展，包括完善抽水（shuǐ）蓄（xù）能价格形（xíng）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（guī）划等。

完善分（fèn）时电价机（jī）制，以市场化手段提（tí）升电网的新能源消纳能力。2021年 7 月，国（guó）家出台《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求上年或当 年（nián）预计最大系统峰谷差率超过 40%的（de）地方，峰谷电价价差原则上（shàng）不低于 4:1；其（qí）他地（dì）方原（yuán）则上不低（dī）于（yú） 3:1；尖峰电价在（zài）峰段电价基础上上浮比（bǐ）例 原则上不（bú）低于 20%。通过扩大峰谷价差，市场化（huà）的方式直接引导用（yòng）户调 整用能习惯，在用（yòng）电高峰（fēng）时段主动降低负荷，在（zài）用（yòng）电低谷（gǔ）时段主动增加（jiā）负荷，用户负荷在时（shí）间上分布（bù）更加均（jun1）匀，能（néng）够有（yǒu）效提升用户用能的（de）电网 友好性，提（tí）升电网的新能源消（xiāo）纳能力。

2.3.能耗双控下，绿电交易有望量价（jià）齐升

2.3.1.开展绿电交易，赋予绿电（diàn）额外（wài）环境（jìng）价值

开展绿电交易（yì），市（shì）场手段促进（jìn）新能源消纳，赋予（yǔ）绿电额外的环境价值（zhí）。通过“碳（tàn）”-“电”两（liǎng）个市（shì）场联动，控排企业、跨（kuà）国企业可以通过采购绿 电降低（dī）企业的碳排放，对控排企业而言降低（dī）了碳市场履约成本，也为外 向型企（qǐ）业降（jiàng）低了被征收碳（tàn）税的风（fēng）险（xiǎn），从（cóng）而赋予（yǔ）绿电额外的环（huán）境价值，产 生环（huán）境溢价（jià），同时提高了用户对绿电的需求。9 月（yuè） 7 日（rì），首批绿电交易（yì） 成交量 79.35 亿千瓦时，交易价格较当地电力中长（zhǎng）期交（jiāo）易价格增加（jiā） 0.03- 0.05 元（yuán）/千瓦时，溢价幅度较大。

2.3.2.能耗双（shuāng）控下（xià），加大新能源电力消纳为（wéi）必由之路（lù）

能（néng）耗双控叠加电力供应紧张，9月多地开始对（duì）高耗（hào）能行业拉闸限电“能。耗（hào）双控”于（yú） 2015 年（nián）提出，全称为实行能源消（xiāo）耗总量和强度“双控”行动（dòng）， 旨在（zài）按省（shěng）、自治区、直辖市行政区域（yù）设定能源消（xiāo）费（fèi）总量和（hé）强度控制（zhì）目标， 对各级地方政府（fǔ）进行监（jiān）督考核（hé）。双碳目标下（xià），我国加大对能耗（hào）双（shuāng）控考核 力度（dù），由原先（xiān）的 5 年一考核，变为现今每年考核，同时每（měi）季（jì）度发（fā）布晴雨 表预警。2021 年上半年能（néng）耗双控（kòng）完成（chéng）情况（kuàng）中，能耗强度降低（dī）方面，青海、 宁夏、广西、广东、福建、新疆、云南、陕西、江苏 9 个（gè）省（区）上半 年能耗强度（dù）不降反升（shēng），为一级预警（jǐng）；能（néng）源消费总量（liàng）控制（zhì）方面，青海、宁 夏、广西、广东、福建、云南、江苏、湖北（běi） 8 个省（shěng）（区）为一级预警。 国（guó）家发改委要求确保完成全年（nián）能耗双控目标（biāo），特别是（shì）能耗强（qiáng）度（dù）降（jiàng）低（dī）目（mù）标， 对（duì）能耗强度不降反升的地区，2021 年（nián）暂停“两高”项目节能审（shěn）查，因此 上半年一二级（jí）预警地区在下半年有（yǒu）压力，能耗（hào）双控（kòng）叠加电力供应紧张， 9 月多地开始对（duì）高耗能行（háng）业拉闸限（xiàn）电。

可再生能源电力消纳量（liàng）不纳（nà）入总（zǒng）量考核，绿（lǜ）电交易有望量价齐升（shēng）。日前， 发改（gǎi）委（wěi）印发的《完善能源消费强（qiáng）度和总量（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（duì）超（chāo）额完（wán）成激（jī）励性可再生能（néng）源电力消纳责任（rèn） 权重的地区，超出最（zuì）低可再生能（néng）源电力消纳（nà）责任权重的消（xiāo）纳量不（bú）纳入该 地区年度和五年规划当期能源（yuán）消费总量考核。在能耗双（shuāng）控的高压下，高 耗能企（qǐ）业（yè）以及能耗双控未达标省份想要少限产多用电，必将加大（dà）对风光 水等可再生（shēng）能源（yuán）电力（lì）的消纳（nà），绿电市场需求大幅提升，加之绿电（diàn）市场（chǎng）允（yǔn） 许（xǔ）电价（jià）上浮，有望（wàng）迎来量价齐升，新能源运营商将大大受益。

各地对新能源发电建设投资将提速，风光资源不足（zú）省（shěng）份将（jiāng）通过电网代理（lǐ） 向富足地区购买绿电。能（néng）耗双控压力下，地方政府（fǔ）将主动大幅提高对新（xīn） 能源（yuán）的投资，通过自（zì）建集中式电站和发展分（fèn）布式（shì）光（guāng）伏，来提高当地绿（lǜ）电 供给（gěi），是地方政（zhèng）府解决（jué）能耗总量压制的最佳方案。此外，我国风光资源 富足地（dì）区主（zhǔ）要在西北地区（qū），这些地方用能（néng）需求较低，而用能需求较高省（shěng） 份（fèn）如广东、江苏、浙江，这（zhè）些地方风光（guāng）资源较差，绿电供给有限（xiàn）。绿电 交（jiāo）易市（shì）场（chǎng）允许地方委托电网跨省跨区代理购买，风光资源较差、用（yòng）能需（xū） 求较高的（de）省（shěng）份，可以通过特高压（yā）输电（diàn）通道或其（qí）他外送通道向风光资源富（fù） 足省份购买绿电，将提高这些省（shěng）份绿电需求，降（jiàng）低弃（qì）风（fēng）弃（qì）光率。

3.电力基建推动电网（wǎng）转（zhuǎn）型升级，必（bì）要补充（chōng）核电大有可为

3.1.加快建设新一代智能化电（diàn）力系统

面（miàn）对新能（néng）源快速发展的机遇和挑战，加快建（jiàn）设新一代智能化（huà）电力系（xì）统， 是推动实现能源（yuán）绿（lǜ）色安全高效可持续发展的重要举措。

建设新一代电力系（xì）统要（yào）以电网为平台（tái），推动实现电力系统（tǒng）源（yuán）网荷储的高 效融合互动。统（tǒng）筹电（diàn）源、负荷与调度运行各（gè）环节，通过加大电网等基础 设施建设力度，加强关键技术装（zhuāng）备攻关（guān），加快体制机制（zhì）改革创（chuàng）新，不断 提高电（diàn）网（wǎng）和（hé）各类电源的（de）综合利用效率，推动（dòng）实现（xiàn）电力系统源网荷储的高 效融合互动，全面适应大规模高比例（lì）新能源（yuán）开发利用需求，为我国实现 2030 年（nián）前碳达峰、2060 年前碳中（zhōng）和的发展（zhǎn）愿景提供（gòng）坚（jiān）强能源（yuán）供应支（zhī）撑。

未来（lái）五年（nián）国家电（diàn）网（wǎng）将投资超过2万亿元，推进电网转型升级，其中将投 入 500 多亿元，用（yòng）于（yú）关键核（hé）心（xīn）技术研发。持续完善各（gè）级（jí）电网网架，加快 建设新型电力系统，促进能源清洁低碳转型。

3.2.特高（gāo）压：输送能力安（ān）全高（gāo）效，碳中和下迎来投资热潮

新型电力系统存在风（fēng）光资源与用能需求地区不（bú）匹配问题，亟待加快特高 压建（jiàn）设。特高压是指直（zhí）流（liú）±800 千伏和交流（liú） 1000 千伏（fú）以上的电压等级， 国网（wǎng）数（shù）据显示，±800 千（qiān）伏直流工程输送容量是±500 千伏直流（liú）工程（chéng）的 2-3 倍，经（jīng）济（jì）输送距离提高到 2-2.5 倍。2020 年，在（zài）运特高压输（shū）送能（néng）力达 7340 万千（qiān）瓦，同比提高 740 万千瓦（wǎ）；利用小时数同比（bǐ）提（tí）高（gāo） 310 小时。我（wǒ） 国（guó）风光（guāng）资源富足地区主要在西北地区，这些地方用能需求（qiú）较低，而用能（néng） 需求较高省份如（rú）广东、江苏、浙江，这些地方风光（guāng）资源较差，风（fēng）光资源 与用能（néng）需（xū）求地区不匹配（pèi）矛盾凸显，加快特高压投资建设势在必（bì）行。

2020年，22条特高压线路年输送电量5318亿千瓦时（shí），其（qí）中可再生能源（yuán）电（diàn）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（diàn）量的45.9%。2021 年（nián） 3 月份，国家电（diàn）网发布“碳达峰、碳中（zhōng）和”行（háng）动方案， 提出加大跨（kuà）区输送（sòng）清洁能源力度，十四五期间规划（huá）建成 7 回特（tè）高压直流， 新增输电能力 5600 万千（qiān）瓦（wǎ）。到 2025 年（nián），国家电（diàn）网经营区跨省（shěng）跨区输电 能力达（dá）到 3 亿千瓦，输送（sòng）清（qīng）洁能源占比达到（dào） 50%。将在送端，完善西北、 东北主网架结构，加快构建川渝特高压交流主网架（jià），支撑跨区（qū）直流安（ān）全 高效运行。2020 年，国家电（diàn）网运（yùn）营的 18 条特高（gāo）压线（xiàn）路输送（sòng）电量（liàng） 4559 亿 千瓦时，其中可再生能源电量 1682 亿千（qiān）瓦时，占输（shū）送电量的 37%；南方 电网（wǎng）运营（yíng）的 4 条特高（gāo）压线（xiàn）路输（shū）送电量 759 亿千瓦时（shí），全部为可再（zài）生（shēng）能源 电量。

3.3.储能发展加速

构建新型（xíng）电力（lì）系统，储能发展加速。根据（jù） CNESA 统计，截至 2020 年底 全球（qiú）已投运储能（néng）项目累计装机规（guī）模（mó）达到 191.1GW，同比增长 3.4%，其 中，抽水蓄能累计装（zhuāng）机规模为 172.5GW，同比增长 0.9%；电化学储能（néng）的 累计装机规模达到 14.2GW，同比增长（zhǎng） 49.6%。从储能方式（shì）看，主要分为 抽水储能、电化学储（chǔ）能、压缩空气储能、飞轮储能等。在全球储能市（shì）场 中，抽水（shuǐ）蓄能的累计装机规模最大最为成熟，但选址受地域影响比较大， 占比（bǐ）为（wéi） 90%；电化学储能的装机规模紧随（suí）其（qí）后，应用场景广泛，占比为 9.2%；熔融盐储热装机（jī）规（guī）模占比为（wéi） 1.5%；压缩空气储能和飞轮（lún）储能装机（jī） 规模占比（bǐ）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（dǐ），中国已投运储能（néng） 项目累计装机规模 35.6GW，占全球市场总（zǒng）规模的 18.6%，同比（bǐ）增（zēng）长 9.8%，其中（zhōng），抽水蓄能装机规模达 31.79GW，占比达 89.26%，同（tóng）比增长 4.9%；电化学储能为（wéi） 3.27GW，占比（bǐ） 9.2%，同（tóng）比（bǐ）高增（zēng）长（zhǎng） 91.2%。

抽（chōu）水蓄（xù）能：

到 2025 年，抽水蓄能投（tóu）产总规（guī）模（mó）较“十三（sān）五（wǔ）”翻一（yī）番，达到 6200 万（wàn）千（qiān） 瓦以上（shàng）；到 2030 年，抽水蓄（xù）能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右。9 月 9 日（rì）国家能源局综合司印发《抽水蓄能中（zhōng）长期发（fā）展（zhǎn） 规划(2021-2035 年（nián）)》提出（chū），要（yào）求加快（kuài）抽水蓄能电站核准建（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（qíng）况（kuàng），统筹电力（lì）系（xì） 统需求、新能源（yuán）发展等，按（àn）照能核（hé）尽（jìn）核、能开（kāi）尽开的原则，在规划重（chóng）点 实施项目库（kù）内核准建（jiàn）设抽水蓄（xù）能电站。到（dào） 2025 年（nián），抽（chōu）水蓄能投产（chǎn）总规模 较“十三五”翻一（yī）番，达到 6200 万（wàn）千（qiān）瓦（wǎ）以（yǐ）上；到 2030 年，抽水蓄能投 产总（zǒng）规（guī）模较“十四五”再翻一番，达（dá）到（dào） 1.2 亿千瓦左右（yòu）；到（dào） 2035 年，形 成满足（zú）新能源高比例大规模发（fā）展需求的，技术先进、管理优质（zhì）、国际竞 争力强的（de）抽（chōu）水蓄能现代（dài）化产业（yè），培（péi）育形成一批抽水蓄能大（dà）型骨干企业。

电化学（xué）储能（néng）：

2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上，未来五（wǔ）年装机规模（mó）扩大10倍。7 月 23 日（rì），发（fā）改委下发《关于加快（kuài）推动新型储能发展的指导意见（jiàn）》（下（xià）称《指导意见》），首次从国家（jiā）层面（miàn）提出到 2025 年新型储能装机 规模达（dá） 3000 万千瓦以上（shàng）的目标，未来五年装机规模扩大 10 倍。《指导（dǎo） 意见（jiàn）》以实现碳（tàn）达峰碳中和为目（mù）标，将发展（zhǎn）新型储能作为提（tí）升能源（yuán）电力（lì） 系统调节能力、综合效率和安全保障（zhàng）能力，支撑新型电力系统建设的重 要举措，以政策（cè）环境（jìng）为有力（lì）保（bǎo）障，以市场机（jī）制为根本依托，以技术革（gé）新 为内生（shēng）动力，加快构建多轮（lún）驱动（dòng）良好局（jú）面，推动储能高质量发展。

3.4.核电是新型电（diàn）力系（xì）统的必要补充

3.4.1.核电作（zuò）为清洁、稳定、高效电（diàn）能，是碳中（zhōng）和背景下风光发电的必 要（yào）补充

核电作（zuò）为清洁（jié）、稳定、高效电能，是（shì）碳中和背景下（xià）风光发电的必要补充（chōng）。风（fēng）光发电（diàn）具有不稳定性，即使（shǐ）新型电（diàn）力（lì）系统以（yǐ）风光为主，仍需要稳定（dìng）可 控电源作（zuò）为补充，以（yǐ）保障电（diàn）力系统稳（wěn）定运（yùn）行。稳（wěn）定可控电（diàn）源中（zhōng）水电可开（kāi） 发规（guī）模有（yǒu）限，碳中和下火电受压制，唯一可（kě）加速发展（zhǎn）的清洁（jié）能源仅剩核 电。作为新型（xíng）电（diàn）力系（xì）统的必要补充（chōng），核电（diàn）发展必将提速。

核（hé）电利用小时数远高于其（qí）他电（diàn）源，发电（diàn）效率较高（gāo），截至 2021 年 6月核电装（zhuāng）机占比仅为 2%，而上半年发（fā）电量（liàng）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（shěng）份用电需求（qiú）旺（wàng）盛，今年以来用电供（gòng）需 趋（qū）紧，核电（diàn）的加速发展能很好的缓（huǎn）解沿海省份用（yòng）电紧张局（jú）面。

3.4.2.政（zhèng）府工作报（bào）告首提“积极”发展核电，十四五核电发展提速

政府工作报告（gào）首（shǒu）提“积极”发展（zhǎn）核（hé）电（diàn），预计未来每年审批6-8台机组，十四（sì）五核电发展提速（sù）。我（wǒ）国（guó）自（zì） 1974 年开启核电站的（de）探索，1993 年首（shǒu）座 商业核电站-大亚湾一号机组并网发电（diàn），此后（hòu）核电进入适（shì）度发展（zhǎn）的阶段。 2011 年日本（běn）福（fú）岛（dǎo）核（hé）泄（xiè）漏（lòu）事（shì）件后，中国核电项（xiàng）目（mù）审批进入停滞状态（tài），直（zhí）到 2015 年才开始重启核电项目审批（pī），但受到民众与部分专家的（de）反对，在（zài） 2016 年后核电审批再次陷入停滞状（zhuàng）态（tài），2016-2018 三年核电项目零审批， 且内陆在建核（hé）电站均为停工状态。2019 年，核（hé）电审批重（chóng）启获（huò）得官方确认。 此后在 2021 年 3 月（yuè）的《政（zhèng）府工作（zuò）报告》中更是提出“在确保安全的前（qián） 提下（xià）积极（jí）有序发展（zhǎn）核电”，这是（shì）近 10 年来首次（cì）使用“积极”来对核电（diàn）进（jìn）行政策表述（shù）。在（zài）“碳中和”的大（dà）背（bèi）景下，核电有望迎来（lái）新一轮发展（zhǎn）的政 策机（jī）遇期。

预（yù）计到2025年中（zhōng）国在运（yùn）核电（diàn）装机（jī）达到7000万千瓦，在建核电装（zhuāng）机（jī）达到3000万（wàn）千（qiān）瓦；到2035年在运和在建核电装机容量合（hé）计将达到2亿千瓦（wǎ）。对比（bǐ）全球和（hé）主要（yào）国家的核能发电量占比，2021 年上（shàng）半年，全球核能总（zǒng）发 电量在电力结构中（zhōng）的占（zhàn）比约为 10%，法国核电（diàn）份额最（zuì）高，占 70.6%，美国占19.7%。而我国核电占比仅 5.04%，明显低于（yú）全球平均水平，未来 在碳（tàn）中和背景下，我国核电份额的提升空间广阔。中国核（hé）能（néng）行业协会在 《中国核能发（fā）展报告（2020）》中（zhōng）预计（jì），到 2025 年中（zhōng）国在运核电装机达 到 7000 万千瓦，在（zài）建核电装机达（dá）到 3000 万千瓦（wǎ）；到（dào） 2035 年在（zài）运和在 建（jiàn）核电装机容（róng）量合计（jì）将达到 2 亿（yì）千瓦；核电（diàn）建设（shè）有望（wàng）按（àn）照每年 6 至 8台机组稳（wěn）步推进。2021 年上半年，我国（guó）已新开工 5 台机组（zǔ），进一步反映核 电发（fā）展正在提速。

3.4.3.核（hé）电技术不断突破推动行业加速发展

我（wǒ）国核电技（jì）术（shù）不断突破（pò）推动行业加速发展。从核电站技术演变来看，主（zhǔ） 要可划（huá）分（fèn）四代核电技术。其中，第一代是实验性的核电站，目前已（yǐ）经基 本全（quán）部退役；第二代是以压水堆/沸水堆为主标准化、系列化和批量化建（jiàn） 设的商业堆，是目前在运机组（zǔ）的（de）主力；第三代是以中国（guó）华龙一号为（wéi）代表， 安全性（xìng）更高，寿命更长，是目前的主推机（jī）型；第四代核电技术目前在高 速（sù）发展中，9 月 12 日，华能石（shí）岛湾高温（wēn）气（qì）冷堆（duī）成功临界，标志（zhì）第四（sì）代核 电技术成功（gōng）了；中核（hé）集团（tuán）正在建设的霞浦 600MW 示范快（kuài）堆预计于 2023 年投产；2021年（nián）5月钍基熔盐实（shí）验堆基（jī）本完工，8 月份（fèn）完（wán）成了机电安装， 年内有望启动（dòng）试（shì）运行。

第四（sì）代（dài）核电技（jì）术固有安全性更高，燃料利用更好，同（tóng）时还有很多附加（jiā）价 值。如钠冷快堆（duī）可（kě）以实现燃料增殖（zhí）；高温气冷堆因为温（wēn）度高（gāo），可以（yǐ）实（shí）现 高温（wēn）制氢或者核能综合利用（yòng）（供热供汽（qì））；钍（tǔ）基熔盐堆使用液态核燃料，具有高温输出、常压工作、无水冷却、核废料少和本征防扩散等特点（diǎn）。

此外，实现高（gāo）放废液处理能（néng）力零（líng）突破，促进核电发展提速。长期以来， 中（zhōng）国乏燃料处理技术与（yǔ）核能（néng）技（jì）术发展进度不匹配，乏燃料（liào）后处理产业成 熟度较为弱势。2018 年后中国环（huán）保政策趋（qū）严，乏燃（rán）料监管力度持续加强， 乏（fá）燃（rán）料（liào）循环成为（wéi）困扰（rǎo）中（zhōng）国（guó）核（hé）电企业的关键（jiàn）问题（tí），制（zhì）约中国核电发展。 2021 年 9 月 11 日，国内首座高水平放射性（xìng）废液玻璃固化设施在四川（chuān）广 元正式投运。这（zhè）是我国核工业产业链（liàn）后端（duān）标志性工程，其投（tóu）入运（yùn）行标志 着我国已经实现高放废液处理能力零（líng）的（de）突破，成为（wéi）世（shì）界上（shàng）少数几（jǐ）个具备 高放废液玻璃固化技术的（de）国（guó）家，将（jiāng）大力促进我国核电发展提速（sù）。