用电供（gòng）需趋紧叠加高煤价，多地（dì）出现“限电”现象。2021 年（nián）的限电始于（yú） 5 月（yuè）份（fèn），广东（dōng）、云（yún）南、广西等多地开启有序用电，要求企业错峰用电，甚 至限电停产，如云南要求电解铝厂用电负荷压低 30%以上。

需求（qiú）端：

后疫情时代，我国用电需求（qiú）高（gāo）速增长。2021 年以来，后疫情时代我国（guó）经 济持续（xù）稳（wěn）定恢复（fù），外贸出口高速增长，拉动电力（lì）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（qiān）瓦（wǎ）时，同比增长 13.8%， 两年平均增长 7.40%，处在历史高位。分产业看，1-8 月（yuè）一、二（èr）、三产和（hé） 居民生活（huó）用（yòng）电量分别为（wéi） 660、36529、9533、7982 亿千瓦时，同比分别增（zēng） 长 19.3%、13.1%、21.9%、7.5%，两（liǎng）年平均分（fèn）别增长 14.32%、6.70%、 9.94%、7.19%。

供给端（duān）：

火电利用小时数高增支撑用电需求增长。2021年1-8月，全国（guó）规模（mó）以上 电厂发（fā）电量 53894 亿千瓦时，同比增长 11.3%，其中火（huǒ）电、水电、核电、 风电（diàn）、光伏发电量分别为 38723、7617、2699、3651、1204 亿千瓦时， 同（tóng）比分别（bié）变化（huà）+12.6%、-1.0%、+13.3%、+28.1%、+10.3%，利用小时数 同比分别变化+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（fú）较（jiào）小的情况（kuàng）下（xià），依靠利用小时数高增支（zhī）撑用电 需（xū）求高增长；水电受制（zhì）于来水较差叠加大（dà）型水库蓄（xù）水影响，发电减少； 核电（diàn）和风光发（fā）电虽增速（sù）较快，但由于体量较小，支撑作用较（jiào）弱。

煤价（jià）高涨，火（huǒ）电企业发（fā）电意（yì）愿下（xià）降，进一步推高（gāo）用电紧张形势（shì）。2021年 以来，煤价大幅上扬并维持高位运行，煤电企业燃料成本大幅上涨，6 月 部分大型发电（diàn）集（jí）团到场标煤（méi）单（dān）价同比上涨 50.5%。煤电企业亏损面（miàn）明显 扩大，部（bù）分（fèn）发（fā）电集团 6 月煤电（diàn）企业亏损面超过 70%、煤电板块整体（tǐ）亏 损。高（gāo）企的燃料成本使（shǐ）煤电企业产销成本严重（chóng）倒挂，发电量的（de）增长并未 给煤电（diàn）企业带来更多利润，企业发（fā）电意愿受到（dào）制约。

今年（nián）冬季或再次迎来用电紧张时点（diǎn），冷冬背景下电（diàn）力供需（xū）矛盾将加剧。 2021 年（nián）用电的第二（èr）个紧张时点在 12 月，电力需求有望超 8000 亿千瓦 时，如果冷冬落地（dì），那么电力（lì）供需（xū）缺口将（jiāng）比 7 月更加严峻（jun4）。电力需求具 有（yǒu）明显（xiǎn）的季（jì）节性，每年的 7~8 月和 12 月是典型的用电高峰（fēng）期，其中 7 月和 8 月的用电高峰主因高温天气（qì）导致（zhì）的全面性（xìng）用电高企，另外（wài）暑期对于 居民和（hé）三产用（yòng）电的加成也是一个（gè）重（chóng）要因素。12 月份的用电是全（quán）年最高点， 一方面（miàn）是采（cǎi）暖需（xū）求，另一方面是工（gōng）业生产耗电的旺季，其对（duì）于整体用（yòng）电 需（xū）求（qiú）的带动作用十（shí）分显（xiǎn）著（zhe），在 2019 年和 2020 年的（de） 12 月份（fèn），全社会用 电总量分别达到（dào）了 7200 亿和 8100 亿千瓦时（shí）（其（qí）中 2020 年存在一定的 冷冬效应（yīng）），根据（jù）以往的季节性规（guī）律（lǜ），年（nián）内 12 月份的用电有望再次超（chāo）过 8000 亿（yì）千瓦时。

1.2.十四五期间，传统电源（yuán）增速下滑明显（xiǎn），电力需求增长仅靠 新（xīn）能源发电支撑（chēng），供需（xū）趋（qū）紧形势延续。

需求端：

双碳战（zhàn）略（luè）下，电气化程度（dù）提高，电（diàn）能（néng）在终端能源的占比（bǐ）将不（bú）断提升（shēng），用 电量增速提高（gāo）。能源消费减碳，必须加快以电代（dài）煤（méi）、以电代油、以电代 气，大力提升工业、交通、建筑领（lǐng）域电气化水平。当前（qián）我国电能在终端 能源（yuán）消（xiāo）费中（zhōng）的占比仅 27%左右，根（gēn）据全球能源（yuán）互联网发展合作组织预测， 到 2030 年、2050 年、2060 年电能（néng）占终端（duān）用能的比（bǐ）重（chóng）有望分别达到 33%、 57%和 66%，电能将逐步（bù）成为最主要的（de）能源消（xiāo）费品种（zhǒng），取代煤炭在（zài）终端 能源消费中的主导地位。预计十四五期间，我国用电需求在电（diàn）气化推（tuī）动（dòng） 下，全社（shè）会用电（diàn）量增速将显著高于 GDP 增速。

供给端（duān）：

“十四五（wǔ）”期间我国（guó）传统电源增速（sù）下滑明显：

1）火电：双（shuāng）碳目（mù）标下，煤电受（shòu）到严格管控，新（xīn）增（zēng）装机受限，同（tóng）时伴随（suí）着 老旧机（jī）组逐步淘（táo）汰，预计“十（shí）四五（wǔ）”期间煤电装机净增量较少，“十四五” 后煤电装机总量开始下（xià）降。

2）水（shuǐ）电：优质可开（kāi）发规模有限，2021-2022 年（nián）乌东德、白鹤滩、两河口、 杨（yáng）房（fáng）沟投产后，我（wǒ）国（guó）除西藏外（wài）的（de）水（shuǐ）电（diàn）资（zī）源已基本开发殆尽，目前西藏段 水电开发尚存在成（chéng）本较高，难度较大等问（wèn）题，还未有实质进展（zhǎn）。

3）核电：2011 年日（rì）本福岛核泄漏事件（jiàn）后，中（zhōng）国（guó）核电项目审批进（jìn）入停滞 状态，2015 年重启审（shěn）批，2016 又开（kāi）始停滞，2016-2018 三年（nián）核电项目零 审（shěn）批。由于核电的建（jiàn）设周期在 5-6 年，按（àn）照（zhào）建设进（jìn）度，2021-2022 两年投 产小高峰（fēng）后，下一个（gè）投产高峰要（yào）等到 2025 年（nián）。长期来看，未来电源增长（zhǎng） 只能依（yī）靠新能源发电和核（hé）电，“十四五”期间核电审批开工（gōng）提速，但受制 于（yú）建设周（zhōu）期长，预计将在“十五五（wǔ）”迎来投产高峰。

十（shí）四五期间（jiān），传统电（diàn）源增速下滑明（míng）显（xiǎn），电力需（xū）求增长仅靠新能源发电（diàn）支 撑，预计用电供需趋（qū）紧形势延续（xù）。虽（suī）然（rán）新（xīn）能源发电（diàn）装机增速（sù）较快，但由 于其（qí）发电效率较低，利用（yòng）小时数远低于核电（diàn）、火电等传统（tǒng）电源，加（jiā）之新 能源发电具有不稳定不可控性，目前电网（wǎng）调峰储能能力有限，预计十四（sì） 五期间，新能源（yuán）难以完全（quán）弥补传统电源增速调档带来的供给缺口（kǒu），电力 供需趋紧形（xíng）势将延续。

1.3.电力供需（xū）趋紧（jǐn）下，电价机制改革提速（sù），还原电力商（shāng）品属性

电（diàn）力供（gòng）需紧张叠加高煤价，电价（jià）“只（zhī）降不涨”惯（guàn）性（xìng）打破。7 月至（zhì）今，蒙 西（xī）、四川、宁夏、上海、山东、广西、广东、安（ān）徽相继调整煤电电力（lì）交 易市场价格，允（yǔn）许煤电交易价格在基准价的基（jī）础（chǔ）上可上浮不（bú）超过 10%， 湖（hú）南推出市场电（diàn）版“煤电联动”。我们（men）现行（háng）的电价机制为“基准价+上下 浮动”的市场化价格机（jī）制，浮动范围（wéi）为上浮（fú）不（bú）超过 10%、下浮原则上不 超过 15%，2020 年暂不上浮（fú）。因此理论上 2021 年起电价可以上浮，只 是在（zài）实操中电价还未（wèi）实（shí）现真正意义上的市场化。

市场化交易电价（jià）上（shàng）浮（fú）大势所趋（qū）。我（wǒ）们认为，当前电力供需（xū）紧（jǐn）张（zhāng）叠加高煤 价的形（xíng）势有望推动电价机制改革提速，形成有（yǒu）利（lì）于成本疏导的市场价（jià）格 机制，还原（yuán）电力商品（pǐn）属性（xìng）。而市场化交（jiāo）易价格有望成为改革（gé）的抓手，允 许（xǔ）市场电价上浮的（de）政（zhèng）策有望在其他省份陆（lù）续推出（chū）。

正（zhèng）价（jià）差时代来（lái）临，广东2021年10月月竞顶格正价（jià）差成交（jiāo）。允许市场（chǎng）交 易电价上浮（fú）后的首个月度竞价，广东 10 月集中竞价统（tǒng）一出清价差为 45.30 厘（lí）/千瓦时，差顶格（gé）成（chéng）交，达到 10%最高上（shàng）限，10 月集中竞价需求 电量 64.8 亿千瓦（wǎ）时（shí），发电侧（cè）集中竞争电量申报上限为 71.5 亿（yì）千瓦时， 而本次（cì）交易供应方只申报了 44.5 亿千瓦（wǎ）时的电量，供（gòng）不（bú）应求（qiú）现象明显。

2.减碳加（jiā）快推进（jìn）新（xīn）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（qǐ）

2.1.多措并举促（cù）进新能源消纳，构建新型电力系统（tǒng）

多（duō）措（cuò）并举（jǔ）促进（jìn）新能源消纳，构建新型电力系统。2021年以来（lái），我国推出 多项政策促（cù）进新（xīn）能源消纳，包括提出 1）2021 年度新能源的保（bǎo）障性并网 规（guī）模为 90GW；2）进一步（bù）完（wán）善抽水蓄能价格形成机（jī）制（zhì）；3）加快推动新 型储能发展；4）完（wán）善（shàn）分时电价政策；5）鼓励（lì）可再生能源发电（diàn）企（qǐ）业自（zì）建 或购买（mǎi）调峰能（néng）力增加并网规模；6）中（zhōng）央（yāng）环保督察整改方案中提出的如提 高特（tè）高（gāo）压直（zhí）流输送可再生能源电量比例等促进（jìn）新能源（yuán）消（xiāo）纳措施；7）开展 绿色电力交易试点，以市场化手段促进新能源消纳；8）能耗双控方案中 提出超额完成可再生能源电力（lì）消（xiāo）纳责任权（quán）重的消纳（nà）量不纳入总量考（kǎo）核（hé）； 如同一套（tào）政策组（zǔ）合拳，多措并举以确保 2021 年（nián），全国风（fēng）电、光伏发电发 电量占全（quán）社会用电量（liàng）的比重达到 11%左右（yòu），2025 年非化石能源（yuán）消费（fèi）占一 次能源消费的比重达到 20%左右的目标实现。预计（jì）到 2025 年，风光合 计装机容量较（jiào） 2020 年（nián）将翻倍，超过（guò） 11 亿千瓦，占总装机容量比例达到 38%左右。

2.2.完善分时电价、推进储（chǔ）能发（fā）展（zhǎn），保障新能源（yuán）消纳

推进（jìn）储能发展（zhǎn），保障以（yǐ）新能源为主体（tǐ）的新型电力系统（tǒng）稳定运行（háng）。建设以 新能（néng）源为主体的新型电（diàn）力系统的核心挑战是（shì）新能（néng）源发电的（de）随机性、波动 性与系统灵（líng）活性（xìng）、稳（wěn）定（dìng）可控性（xìng）之间的矛盾。因此，随（suí）着风光发电（diàn）在（zài）电力 供给中（zhōng）占（zhàn）比逐步提高，需要储能（néng）和（hé）调峰电源（yuán）与之配合才能实现电力系统 正常运行。目前我国储（chǔ）能发展尚在初期，电（diàn）网配（pèi）备（bèi）储能较少（shǎo），不足以支（zhī） 撑双碳目标下新能源电力的高速发展。因此，2021 年（nián）以来，国家陆续出 台（tái）多项政策支持推（tuī）进储能发（fā）展，包括完善抽水蓄（xù）能价格形成机（jī）制、加快 推动新型储（chǔ）能（néng）发展、抽水（shuǐ）蓄能中长期发展规划等（děng）。

完（wán）善分（fèn）时电价机制，以市场化手（shǒu）段（duàn）提升电（diàn）网的新能（néng）源消纳能力。2021年 7 月，国（guó）家出台《关于（yú）进一步完善分时电价机（jī）制的通知》，要求上年或当 年预计最（zuì）大系统峰谷（gǔ）差率超（chāo）过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1；其他地方原则（zé）上不低于 3:1；尖峰（fēng）电价在峰段（duàn）电价基础上上浮（fú）比例 原则上不低于 20%。通过扩大峰谷价差，市场化的方式直接引导用户调 整用能习（xí）惯（guàn），在用（yòng）电高峰时段主动（dòng）降低负（fù）荷，在用（yòng）电低谷时段主动增加负荷，用户负荷在（zài）时间上分布（bù）更加均（jun1）匀，能够有效提升用（yòng）户用能的电网 友（yǒu）好性，提（tí）升电网的（de）新能源（yuán）消纳能力。

2.3.能耗双控下，绿电交（jiāo）易有望量价齐升

2.3.1.开（kāi）展绿电交（jiāo）易，赋予（yǔ）绿电额外环境（jìng）价值

开展绿（lǜ）电交易，市场手段促进新（xīn）能（néng）源消纳（nà），赋予绿电额（é）外的环（huán）境价值（zhí）。通过“碳”-“电”两个市（shì）场联动，控排企业（yè）、跨国企业（yè）可以通过采购绿（lǜ） 电降低企业（yè）的碳（tàn）排放，对控排企业而（ér）言降低（dī）了碳市（shì）场履约成本，也为（wéi）外 向型企业降低了被（bèi）征收碳（tàn）税的风险，从（cóng）而赋予绿（lǜ）电（diàn）额外的环境（jìng）价值，产 生环境溢价，同时提高了用户对绿电的需求。9 月 7 日，首（shǒu）批绿（lǜ）电交易 成（chéng）交量 79.35 亿千瓦时，交易价格较当地电力中长期交易价格增（zēng）加 0.03- 0.05 元/千瓦时，溢价幅度较大。

2.3.2.能耗双控下，加大（dà）新能源电力（lì）消纳为必（bì）由之（zhī）路

能耗（hào）双控叠加（jiā）电力供应紧张，9月（yuè）多地开（kāi）始对高耗能行业（yè）拉闸限电“能。耗（hào）双控”于（yú） 2015 年提出，全称为实行能源消耗（hào）总量和强（qiáng）度“双控”行动， 旨在按省、自（zì）治区、直辖市（shì）行政区域设定能源消费总量和（hé）强度控（kòng）制目标， 对各级地方政府进行监（jiān）督考（kǎo）核。双碳目标下，我国加大对能耗双控考核 力度（dù），由原先的 5 年一考核，变为现今每年考核，同时每季度发布晴雨（yǔ） 表预警。2021 年上（shàng）半（bàn）年（nián）能耗双控完成情况中（zhōng），能（néng）耗（hào）强度降低方面，青海、 宁（níng）夏、广（guǎng）西、广东、福建、新疆（jiāng）、云南、陕西、江苏 9 个省（区）上半 年（nián）能耗强度（dù）不（bú）降（jiàng）反升（shēng），为一（yī）级预警；能源消费总量控制方面，青海、宁 夏、广西、广东（dōng）、福（fú）建、云南、江苏、湖（hú）北 8 个省（区）为一级预警。 国家发改（gǎi）委要求确（què）保（bǎo）完（wán）成全年能（néng）耗（hào）双控目（mù）标，特别是（shì）能耗强度降低目标， 对（duì）能（néng）耗（hào）强度（dù）不降反升的地区，2021 年暂（zàn）停“两高”项目（mù）节能审查，因此 上（shàng）半年一二级预警地区（qū）在下半年有压力，能耗双控叠加电力供应紧张， 9 月多（duō）地开始对高（gāo）耗能（néng）行业拉（lā）闸限电。

可再生能源电力消（xiāo）纳量不纳入总量考核，绿电交易有望（wàng）量价齐升。日前， 发（fā）改委印发的《完善（shàn）能源消费强度和总量（liàng）双（shuāng）控制度方案》中提出，鼓励（lì） 地方增加可再生能源消费，对超额完成激励性（xìng）可再（zài）生能源电力消纳责（zé）任 权重的（de）地区，超出最低可再生能源（yuán）电力消（xiāo）纳（nà）责任权重的（de）消纳量不纳入该 地区年度和五（wǔ）年规划当期能源消费总量考核。在能（néng）耗双（shuāng）控的高压（yā）下，高 耗能（néng）企业以及能耗双控（kòng）未达标省份想要少限（xiàn）产多用电，必将加大对风光 水等可再生能源（yuán）电力的消纳，绿电市场需求大幅提升，加之绿电市场允 许电价上浮，有望（wàng）迎来量价齐升（shēng），新能（néng）源运营商将大（dà）大受益。

各（gè）地对（duì）新能源发电建（jiàn）设投资将提速，风光（guāng）资源不足省份将通（tōng）过电网代理（lǐ） 向富足（zú）地（dì）区购买绿电。能耗双控压（yā）力下（xià），地方政府（fǔ）将主动大幅提高对（duì）新 能源的投（tóu）资（zī），通过自（zì）建（jiàn）集中（zhōng）式电站和发展分布式光（guāng）伏，来提高当地绿电 供给，是地方政（zhèng）府解决能耗总量压制的最佳方（fāng）案。此外，我国风光资源（yuán） 富（fù）足地区（qū）主要在西北地区，这些（xiē）地方用能需求较（jiào）低，而用能需求较高省 份如广东、江苏、浙（zhè）江（jiāng），这些地方（fāng）风光（guāng）资（zī）源较差，绿电供给（gěi）有限。绿电（diàn） 交易市（shì）场允许（xǔ）地方（fāng）委托电网跨（kuà）省跨（kuà）区（qū）代理购买，风光资源（yuán）较差、用能（néng）需（xū） 求较高的省份，可以通过特高（gāo）压输电通道或其他外送通道向（xiàng）风光资源富（fù） 足省份购买绿电，将提高（gāo）这些省（shěng）份绿电需求（qiú），降（jiàng）低弃风弃光率。

3.电力基建（jiàn）推动电网转型（xíng）升（shēng）级（jí），必要（yào）补充核电大有可（kě）为

3.1.加快建设（shè）新一代智能化电力系统

面对新能源快速发展的机遇和挑（tiāo）战，加快建设（shè）新一代智能化（huà）电力（lì）系统， 是（shì）推动实现能源绿色（sè）安全高效可持续发展的重要举措（cuò）。

建设新一（yī）代电（diàn）力系（xì）统要以电网（wǎng）为平台（tái），推动实现（xiàn）电力系统源网（wǎng）荷储的高 效融合互动。统筹电源、负（fù）荷与（yǔ）调度运（yùn）行各环（huán）节，通过加大电网等基础 设施建设力度（dù），加（jiā）强关键技术装备攻关，加快体制机制改（gǎi）革（gé）创新，不断（duàn） 提高电网和（hé）各（gè）类电源的综合利用效率，推（tuī）动实现电力系统源网（wǎng）荷储（chǔ）的高 效融（róng）合（hé）互动（dòng），全面（miàn）适应大（dà）规模高比例新能源（yuán）开发利用需求，为我国实现（xiàn） 2030 年前碳（tàn）达（dá）峰、2060 年（nián）前（qián）碳（tàn）中和的发展愿景提供坚强能源供应（yīng）支撑。

未来五年国家（jiā）电网将投资超（chāo）过2万亿元，推进电网转型升（shēng）级，其中将投 入 500 多亿元，用于关键核心技术研发。持（chí）续完善各（gè）级（jí）电网网架，加快 建设新型电力系统（tǒng），促进能源清洁低碳转型（xíng）。

3.2.特高压：输送能力安全高效，碳中和下（xià）迎来投资（zī）热潮

新型电力系统存在风光资源与（yǔ）用能需求地区不匹配问题，亟待加快特（tè）高 压（yā）建设。特高压是指直流±800 千伏和交流 1000 千伏以上（shàng）的电压等级（jí）， 国网数据显示，±800 千伏直流工程（chéng）输送容量是（shì）±500 千（qiān）伏直流工程的 2-3 倍，经济输送距离提高到 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 740 万千瓦；利用小时数同比提高 310 小时。我 国（guó）风（fēng）光资源（yuán）富足地区主要在（zài）西北地区，这些地方用能（néng）需求较低，而用能 需求较高（gāo）省（shěng）份如广（guǎng）东、江苏、浙江，这些地方风光资源（yuán）较差，风光资源 与用能需求地区（qū）不匹配矛（máo）盾凸（tū）显，加快特高压投资（zī）建设势在必（bì）行。

2020年，22条（tiáo）特高（gāo）压线路年（nián）输送电（diàn）量（liàng）5318亿千瓦时（shí），其中（zhōng）可（kě）再生能源电量2441亿千瓦时（shí），同比（bǐ）提高（gāo）3.8%，可再生能源电量占（zhàn）全部输送电（diàn）量的45.9%。2021 年 3 月份，国家电网发布“碳达峰（fēng）、碳中和”行动方（fāng）案， 提（tí）出加大（dà）跨区输送清（qīng）洁能（néng）源力度，十四（sì）五期间规划建成 7 回特（tè）高压直流， 新增输电（diàn）能力（lì） 5600 万千瓦（wǎ）。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，输送清洁能源占比达（dá）到 50%。将在送端，完善西北、 东北（běi）主网（wǎng）架结构，加快构建川渝特高压交流主网架，支撑跨区直（zhí）流安全 高效运行。2020 年，国家电（diàn）网运营的 18 条特高（gāo）压线路输送电量 4559 亿 千（qiān）瓦时，其中可再生能（néng）源电量 1682 亿千瓦时，占输送电量的 37%；南（nán）方 电网运营的 4 条特（tè）高（gāo）压线路（lù）输送电量 759 亿千（qiān）瓦时，全部为可再生能源 电量（liàng）。

3.3.储能发展加速

构建新型（xíng）电力系（xì）统（tǒng），储（chǔ）能发展加速。根据 CNESA 统（tǒng）计，截至（zhì） 2020 年底 全（quán）球已（yǐ）投运储能（néng）项（xiàng）目累计装机规（guī）模（mó）达到 191.1GW，同比增长 3.4%，其 中，抽水蓄（xù）能累计装机规模为（wéi） 172.5GW，同比增长 0.9%；电化学储能的 累计装机规模达到 14.2GW，同比（bǐ）增（zēng）长 49.6%。从储（chǔ）能（néng）方式看，主要分为 抽水储能、电（diàn）化学储能、压缩空气储（chǔ）能（néng）、飞轮储能等。在全球储能（néng）市场 中（zhōng），抽水蓄能的（de）累计装机规模最大最为成熟（shú），但选址受地（dì）域影响比较大（dà）， 占比为 90%；电化学储能（néng）的装机规（guī）模紧随其后，应用场景广（guǎng）泛，占（zhàn）比为 9.2%；熔融盐储（chǔ）热装机规模占（zhàn）比为 1.5%；压缩空气储能（néng）和飞轮储能装机 规模占（zhàn）比均小于 1%。

抽水蓄能（néng）占比高，电化学储能增（zēng）速快。截（jié）至 2020 年底，中国已（yǐ）投运（yùn）储（chǔ）能 项目累计装机规模 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（zhuāng）机（jī）规（guī）模达 31.79GW，占比（bǐ）达 89.26%，同比（bǐ）增长 4.9%；电化学储能为 3.27GW，占比 9.2%，同（tóng）比高增长 91.2%。

抽水蓄能（néng）：

到 2025 年，抽水蓄能投产（chǎn）总规（guī）模较“十三五”翻一番，达到 6200 万千 瓦以（yǐ）上（shàng）；到 2030 年，抽水蓄能投（tóu）产总（zǒng）规模较（jiào）“十四五”再翻一番，达（dá）到 1.2 亿千瓦左右。9 月 9 日国家能源局综合司印发《抽水蓄能中长期（qī）发展 规划(2021-2035 年)》提出（chū），要求加快抽（chōu）水（shuǐ）蓄能电站核（hé）准（zhǔn）建设（shè），各省（区（qū）、 市）能源主（zhǔ）管部（bù）门（mén）根据中长（zhǎng）期规划，结合本地区实（shí）际情况，统筹电力系 统需求、新能源发展等（děng），按照能核（hé）尽核、能开（kāi）尽开的原则（zé），在规划（huá）重点 实施项（xiàng）目库内核准建设（shè）抽水蓄能电站。到 2025 年（nián），抽水蓄能投产总（zǒng）规模 较“十三五”翻一番（fān），达到 6200 万千瓦（wǎ）以上（shàng）；到 2030 年（nián），抽水蓄能投 产总规模较（jiào）“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右；到 2035 年，形 成（chéng）满足新能（néng）源（yuán）高比例大规模发（fā）展需求的，技术先进、管理优（yōu）质、国际竞 争力强的抽水蓄（xù）能现代化产业（yè），培（péi）育形成一（yī）批抽水蓄能（néng）大（dà）型骨（gǔ）干企业（yè）。

电（diàn）化学储能：

2025年（nián）新型储（chǔ）能装机规模达3000万千瓦以上，未来五（wǔ）年装机（jī）规（guī）模扩大10倍。7 月 23 日，发改委下发（fā）《关于加快推（tuī）动（dòng）新（xīn）型（xíng）储能发展的（de）指导意见》（下（xià）称《指导意见》），首次从国家层面提出到 2025 年（nián）新（xīn）型储能装机 规模达 3000 万千瓦以（yǐ）上的（de）目标（biāo），未（wèi）来五年装机规（guī）模扩大 10 倍。《指导 意见》以实现碳达峰碳中和为目标，将发展新型储能作（zuò）为提升能源电力（lì） 系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新（xīn）型电力（lì）系统建设（shè）的重 要举措，以政策环（huán）境为有力保障（zhàng），以市场机制为根（gēn）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（chǔ）能高质量发展。

3.4.核电是新型电（diàn）力系统（tǒng）的必要补充（chōng）

3.4.1.核电作为清洁、稳定、高效电能（néng），是碳中和背景下（xià）风光发电的必 要补（bǔ）充

核电作为清洁、稳（wěn）定（dìng）、高效（xiào）电能，是（shì）碳中（zhōng）和背景下风光发电的必要补充。风光（guāng）发（fā）电具有不稳定性，即使新型电力系统以风光为主（zhǔ），仍需要稳定可 控电源作为（wéi）补（bǔ）充，以保障电（diàn）力系（xì）统（tǒng）稳定（dìng）运行。稳定可控电源中水电可开（kāi） 发规模有限，碳中和下（xià）火电（diàn）受压制，唯一可（kě）加速（sù）发（fā）展的（de）清洁能源仅剩（shèng）核 电。作为新型电（diàn）力系统的必要补充，核（hé）电发展必将提速。

核电（diàn）利用小时（shí）数（shù）远高（gāo）于其他电源，发电（diàn）效（xiào）率（lǜ）较（jiào）高，截至 2021 年 6月核电装机占比仅（jǐn）为 2%，而上半年发电量（liàng）占比达到 5%。此外，核电分布在 沿海（hǎi）城市，如广东、浙江，这些（xiē）省（shěng）份用（yòng）电需求旺盛，今年以来用电供需 趋（qū）紧，核电的加速发（fā）展能很好的缓解沿（yán）海省份用电紧张（zhāng）局面。

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

政府工（gōng）作报告首提“积极（jí）”发展核（hé）电，预计未（wèi）来每（měi）年（nián）审批6-8台机组，十四（sì）五（wǔ）核电发展提速。我（wǒ）国自 1974 年开启核电站的探索（suǒ），1993 年首座 商业核电站-大亚湾一号机组并网发电，此后核电进入适度发展的阶段（duàn）。 2011 年日本福岛核泄（xiè）漏事件后，中（zhōng）国核电（diàn）项（xiàng）目审批进入停滞状态，直到 2015 年才开始重启核电（diàn）项（xiàng）目审批（pī），但受到民众（zhòng）与部分（fèn）专家的反（fǎn）对，在 2016 年后核电审批再（zài）次陷入停滞状态，2016-2018 三年核电项目零审批， 且内（nèi）陆在建（jiàn）核电站均（jun1）为停工状态。2019 年（nián），核电审（shěn）批重启（qǐ）获得（dé）官方确认。 此后（hòu）在 2021 年 3 月的《政（zhèng）府工作报告》中更是提（tí）出“在（zài）确（què）保安全的前 提下积极有（yǒu）序发展核电”，这是近 10 年来首次使（shǐ）用（yòng）“积极”来对核电进行（háng）政策（cè）表（biǎo）述。在“碳中和（hé）”的大背（bèi）景下，核电有望（wàng）迎来（lái）新一轮（lún）发（fā）展的政 策机遇（yù）期。

预（yù）计到2025年中国在运核电装机达（dá）到（dào）7000万（wàn）千（qiān）瓦，在建核电装机（jī）达到3000万千（qiān）瓦；到2035年在（zài）运和在（zài）建核电装（zhuāng）机容量合（hé）计将达到2亿千瓦（wǎ）。对比全球和主（zhǔ）要国家的核能发电量占（zhàn）比，2021 年上半年，全球（qiú）核能（néng）总发 电（diàn）量在电力（lì）结构（gòu）中的占比约为 10%，法国（guó）核电份额最高，占（zhàn） 70.6%，美国占19.7%。而我国核电占比仅 5.04%，明显低于全球平均水平（píng），未来 在碳中（zhōng）和背景下（xià），我国核电份额（é）的提升空间（jiān）广（guǎng）阔。中国核（hé）能（néng）行业协会在 《中国（guó）核能发（fā）展报告（2020）》中预计，到（dào） 2025 年中国在运核电（diàn）装机（jī）达（dá） 到 7000 万千（qiān）瓦（wǎ），在建核电装机达（dá）到 3000 万千瓦；到 2035 年在运和在 建核（hé）电装机容量合计将（jiāng）达到 2 亿千（qiān）瓦；核电建设有（yǒu）望按照每年 6 至 8台机组稳步推进（jìn）。2021 年上半年，我国已新开（kāi）工 5 台机（jī）组，进（jìn）一步（bù）反映核 电发展正在提速。

3.4.3.核电技术不（bú）断突破（pò）推动行业（yè）加（jiā）速发展（zhǎn）

我国核电技术不断突破推（tuī）动行业加速发展。从核电站技术演变来看，主 要可（kě）划分四（sì）代核（hé）电技术。其中，第（dì）一代是（shì）实（shí）验性的核电站（zhàn），目前（qián）已经（jīng）基 本全部退役；第二（èr）代是以压水堆（duī）/沸水堆（duī）为主标准（zhǔn）化、系列化和批量化建 设的商业堆，是目前在运机组的主力；第三代是（shì）以中国华龙一号为代表， 安全性更高，寿命更长，是（shì）目前的主推（tuī）机型；第四代核电技（jì）术目前在高 速（sù）发展中，9 月 12 日，华能（néng）石岛湾高（gāo）温（wēn）气（qì）冷堆成功临（lín）界，标志第四代核（hé） 电（diàn）技术成功了；中核集团正在建（jiàn）设的霞浦 600MW 示范快（kuài）堆预计于 2023 年投产；2021年5月（yuè）钍基熔盐实验堆基本完工，8 月份完成了机电安装（zhuāng）， 年内有望启动试运行。

第四代核电技术固有安全性更高，燃料（liào）利（lì）用（yòng）更好，同时（shí）还有很多附加价 值。如钠（nà）冷快堆可以（yǐ）实现（xiàn）燃料（liào）增殖；高温气冷堆因为温度高，可以实现 高温制氢（qīng）或者核（hé）能综合利用（供热（rè）供汽）；钍基熔盐堆使用液（yè）态核（hé）燃（rán）料，具有高温输出、常压工作（zuò）、无水冷却、核废料少和本（běn）征防（fáng）扩散等（děng）特（tè）点（diǎn）。

此外（wài），实现高放废液处理能（néng）力零突破，促进核电发展提速。长期以来， 中国乏（fá）燃（rán）料处理技术与核能技术发（fā）展进度（dù）不匹配，乏燃料后处理产业成 熟度较为（wéi）弱势。2018 年后中国环保（bǎo）政策趋（qū）严，乏燃料监（jiān）管力度持（chí）续加强， 乏（fá）燃料循环成为困（kùn）扰中国核电企业的关键问题，制约（yuē）中国核电发展。 2021 年 9 月（yuè） 11 日，国内首座高水平放射（shè）性废液玻璃固化设施在四川广 元正式投运。这是（shì）我国核工（gōng）业产业（yè）链后端标志性工程，其投入运行（háng）标志 着我国已经（jīng）实现高放废液处理（lǐ）能力零的突破，成为世界上少数几个具备 高（gāo）放废液玻璃固化技术的（de）国（guó）家，将大力（lì）促进我国核电（diàn）发展提速。