用电供需趋紧叠（dié）加高煤价，多地出现“限电”现象。2021 年的限电始于 5 月份，广东、云南（nán）、广西等（děng）多地开启有序用电，要求（qiú）企（qǐ）业错峰用电，甚 至限电停产，如（rú）云南要求电解（jiě）铝厂用电负荷压低 30%以上（shàng）。

需求（qiú）端：

后（hòu）疫（yì）情（qíng）时代，我国用电需求高（gāo）速（sù）增长。2021 年以来，后疫（yì）情时代我国经（jīng） 济持续稳（wěn）定恢复，外贸（mào）出口高速增长，拉动电力消费需求超预期增长。 2021 年 1-8 月，全社会用（yòng）电量（liàng）累计（jì） 54704 亿千瓦时，同比增长 13.8%， 两年平（píng）均增长 7.40%，处在历史（shǐ）高位。分产业看（kàn），1-8 月一、二、三（sān）产和 居民生活用电量（liàng）分别为 660、36529、9533、7982 亿千瓦时（shí），同比分别增（zēng） 长 19.3%、13.1%、21.9%、7.5%，两年平（píng）均分别增长 14.32%、6.70%、 9.94%、7.19%。

供给端：

火电（diàn）利用小时数高增支撑用电需求增长。2021年1-8月（yuè），全（quán）国规模以上（shàng） 电厂（chǎng）发电量（liàng） 53894 亿（yì）千瓦时，同比增长 11.3%，其中火（huǒ）电、水电、核电（diàn）、 风电、光（guāng）伏（fú）发电（diàn）量分别为 38723、7617、2699、3651、1204 亿（yì）千瓦时， 同比分别变化+12.6%、-1.0%、+13.3%、+28.1%、+10.3%，利用小时数 同比分别（bié）变化+260、-78、+338、+83、-1 小时。1-8 月火电（diàn）发电量占比仍 高达 71.85%，在装机增幅较小的情况下，依靠利（lì）用小时数高增支撑（chēng）用电 需求高增长；水电受（shòu）制于来水较差叠加大型水库蓄水影响，发电减（jiǎn）少； 核电和风光发电虽增速较快，但由于体（tǐ）量较小，支撑作用较（jiào）弱。

煤价高涨（zhǎng），火电企（qǐ）业发电（diàn）意愿（yuàn）下降，进一步推高用电（diàn）紧张形势。2021年 以来，煤价大幅上扬（yáng）并维持高（gāo）位（wèi）运行，煤电（diàn）企业（yè）燃（rán）料（liào）成本大幅（fú）上（shàng）涨，6 月 部分大型发电（diàn）集团到场标煤单（dān）价同比上涨 50.5%。煤（méi）电企业亏（kuī）损面明显 扩大，部分发（fā）电集（jí）团（tuán） 6 月煤电企业亏损面（miàn）超过 70%、煤电板块整体亏 损。高企的燃料成（chéng）本（běn）使煤电企业产销成（chéng）本严重倒挂，发电量（liàng）的增（zēng）长并未 给煤电企业带（dài）来更多利（lì）润，企业发电意愿受到制约。

今年冬季或（huò）再次迎来用电紧张时点（diǎn），冷（lěng）冬背景下（xià）电力供需矛（máo）盾（dùn）将（jiāng）加剧。 2021 年（nián）用电的第二（èr）个紧（jǐn）张时点在 12 月，电力需求有望超 8000 亿（yì）千瓦 时，如果冷冬落地，那（nà）么电力（lì）供需缺口将比 7 月更加（jiā）严峻。电力需求具 有（yǒu）明显的季节（jiē）性，每年的 7~8 月和 12 月（yuè）是（shì）典型的用（yòng）电高（gāo）峰（fēng）期，其（qí）中 7 月和 8 月（yuè）的用（yòng）电高峰主因高温天气导（dǎo）致（zhì）的全面（miàn）性（xìng）用电高企，另（lìng）外暑期对于 居民和三产用（yòng）电的加成也是一（yī）个重要因素。12 月份的用（yòng）电是全年最（zuì）高点， 一方面是采（cǎi）暖需求，另一方面是工业生产耗（hào）电的旺季，其对于整（zhěng）体用电 需求的带动作用十分显著，在 2019 年和 2020 年的 12 月份，全社会用 电总量分别达到（dào）了 7200 亿和 8100 亿千瓦时（其中 2020 年存在一定的 冷（lěng）冬效应），根据以往的季节性规律，年内 12 月份的用电有望再（zài）次超过 8000 亿千瓦时（shí）。

1.2.十四五期间，传统电源增速下（xià）滑明显，电力需求增（zēng）长（zhǎng）仅靠 新能（néng）源发电支撑，供（gòng）需趋紧（jǐn）形势延续（xù）。

需（xū）求端（duān）：

双碳战略下（xià），电（diàn）气化（huà）程度提高，电能在终端能源（yuán）的占比将不断提升，用 电（diàn）量增速提高。能（néng）源消费（fèi）减碳（tàn），必须（xū）加快以电（diàn）代煤、以电代油、以电代（dài） 气，大力（lì）提升工业、交（jiāo）通、建筑领域电气化水平。当前我国电（diàn）能在终端 能源消费中（zhōng）的占（zhàn）比（bǐ）仅 27%左右，根据全球能（néng）源互联网发展合作组织预测， 到 2030 年、2050 年、2060 年（nián）电能占终端用能（néng）的比重有望分（fèn）别达（dá）到 33%、 57%和（hé） 66%，电能将逐步成为最主要的能源消费（fèi）品种，取代煤炭（tàn）在终端 能源消费中的主（zhǔ）导地位。预（yù）计十（shí）四（sì）五期间，我国用电需求在电气化推（tuī）动 下，全社会用电（diàn）量增速将显著高于 GDP 增速。

供给端：

“十四五”期间我（wǒ）国传统电源增速下滑明显：

1）火电：双碳（tàn）目标下（xià），煤电受到严格管控（kòng），新增装机（jī）受限，同时伴随着 老旧机组逐步淘（táo）汰，预计“十四五（wǔ）”期间煤电（diàn）装机净（jìng）增量较（jiào）少，“十四五” 后煤电装机总量开（kāi）始下（xià）降。

2）水电（diàn）：优质可开发（fā）规（guī）模有限，2021-2022 年乌东德、白鹤滩、两河（hé）口、 杨房沟投产后，我（wǒ）国除西藏外的水电资源已基本（běn）开发殆尽，目前西藏段 水电开发（fā）尚（shàng）存在成本较高，难度较大等问题，还（hái）未有实质进展。

3）核电：2011 年日本福岛核泄漏（lòu）事件后，中国核（hé）电项（xiàng）目审批进（jìn）入停滞 状（zhuàng）态，2015 年（nián）重启审批，2016 又开始（shǐ）停（tíng）滞，2016-2018 三年核（hé）电项目零 审批。由于核电的建设周期（qī）在 5-6 年，按照建设进度，2021-2022 两年投 产小高峰（fēng）后，下一个投产高峰要等到 2025 年。长期来看（kàn），未（wèi）来电源增长 只能依靠新能源发电和核电，“十（shí）四（sì）五（wǔ）”期间核电审批开工提（tí）速，但受制 于建设周（zhōu）期长，预计将在“十五五（wǔ）”迎来投产（chǎn）高峰（fēng）。

十四五期间，传（chuán）统（tǒng）电源增速下滑明显，电力需求（qiú）增长仅（jǐn）靠新（xīn）能源发电支 撑，预计（jì）用（yòng）电供需（xū）趋紧（jǐn）形势延续。虽然（rán）新能源发电装机增速较快，但由 于其发电（diàn）效（xiào）率较低，利用小（xiǎo）时数远（yuǎn）低于核（hé）电、火电等传统电源，加之新 能源发电具有不（bú）稳定不可控性，目前电网调峰储（chǔ）能能力有限，预计十四 五期间，新能源难以完（wán）全弥补传统电（diàn）源增（zēng）速调档带来的供（gòng）给缺口，电力 供需趋紧（jǐn）形势将（jiāng）延续。

1.3.电力供需趋紧（jǐn）下，电价机制改革提速，还原电（diàn）力商品属性

电（diàn）力供需（xū）紧张叠（dié）加高煤价（jià），电价“只降不（bú）涨”惯性打破。7 月至今（jīn），蒙 西、四川、宁夏、上海（hǎi）、山东（dōng）、广西（xī）、广东、安徽（huī）相继调整煤电（diàn）电力交 易（yì）市场价（jià）格，允许煤电（diàn）交易价格在（zài）基准价的（de）基础上可（kě）上浮不超过 10%， 湖南推出市场电版“煤电联动（dòng）”。我（wǒ）们（men）现行的电价（jià）机制为“基准价+上下 浮动”的（de）市场化价格机制（zhì），浮动范围为上（shàng）浮不超过 10%、下浮（fú）原则上不 超（chāo）过 15%，2020 年暂（zàn）不上浮。因此理论上 2021 年起电（diàn）价可以上浮，只 是在实操中电价还未（wèi）实现真正意义（yì）上的市场化。

市场化交易电价上浮大（dà）势所趋。我们认为，当前电（diàn）力（lì）供需紧张叠加高煤（méi） 价的形势有望（wàng）推（tuī）动电（diàn）价机制（zhì）改革提速，形（xíng）成（chéng）有利（lì）于成（chéng）本疏导的市场价（jià）格（gé） 机（jī）制，还原电力商品属性。而市场化交易价（jià）格有望成为改革的（de）抓手，允 许市（shì）场电（diàn）价上浮的政策（cè）有（yǒu）望在（zài）其（qí）他省份（fèn）陆续推出。

正价差时代来（lái）临（lín），广东（dōng）2021年10月（yuè）月竞（jìng）顶格正价（jià）差（chà）成交。允（yǔn）许市场交 易电价上浮后的首个月（yuè）度竞价，广东（dōng） 10 月集中竞价统一出清价（jià）差为 45.30 厘/千瓦时，差顶格成（chéng）交，达到 10%最高（gāo）上限，10 月集（jí）中竞价需（xū）求 电（diàn）量 64.8 亿千瓦（wǎ）时，发电侧集（jí）中竞争（zhēng）电量申报（bào）上限为 71.5 亿千瓦时， 而本（běn）次（cì）交易供应方（fāng）只申报了 44.5 亿千瓦（wǎ）时的电量（liàng），供不应（yīng）求现象明显。

2.减（jiǎn）碳加快推进（jìn）新型电（diàn）力系统构建，多措并举（jǔ）促（cù）进新能源消纳，量价（jià）齐升开启

2.1.多（duō）措（cuò）并（bìng）举促（cù）进新能源消纳，构建新型电（diàn）力系统（tǒng）

多措（cuò）并举促（cù）进（jìn）新能源消纳，构建（jiàn）新型电（diàn）力系（xì）统（tǒng）。2021年以来（lái），我国（guó）推出 多项政策（cè）促进新（xīn）能源（yuán）消纳，包括提出（chū） 1）2021 年（nián）度新能源的保障性（xìng）并网 规模为 90GW；2）进一步完（wán）善（shàn）抽水蓄能（néng）价（jià）格形成机制；3）加快推动新 型储能发（fā）展；4）完善分时电价政（zhèng）策；5）鼓励可再生能源（yuán）发电（diàn）企业自建（jiàn） 或购买调峰能力（lì）增加并网规模；6）中央环保督察整改方案中提出的如提 高特高（gāo）压直流输送可再生能源电（diàn）量（liàng）比例等促进新（xīn）能源消纳措施；7）开展 绿色电力交易试点，以市场化手段促进新能源消（xiāo）纳；8）能耗双（shuāng）控方案中 提出超额完成可再生能源电力消（xiāo）纳责任权重（chóng）的（de）消纳（nà）量不纳（nà）入总量考核； 如同一（yī）套政策组合拳，多措并举以（yǐ）确（què）保（bǎo） 2021 年，全国风电、光（guāng）伏发（fā）电发 电（diàn）量占全社会（huì）用（yòng）电量的（de）比重达到 11%左右（yòu），2025 年非化石能（néng）源消（xiāo）费（fèi）占（zhàn）一 次能源消（xiāo）费（fèi）的比重达到 20%左右的（de）目标实（shí）现（xiàn）。预计到 2025 年，风光（guāng）合（hé） 计装机容量较 2020 年（nián）将（jiāng）翻倍，超过 11 亿千瓦，占总（zǒng）装（zhuāng）机容量比例（lì）达到 38%左右。

2.2.完善分时电价（jià）、推进储（chǔ）能发展，保障新能源消（xiāo）纳

推进储（chǔ）能发展（zhǎn），保障以（yǐ）新能源为（wéi）主体的新型电力系（xì）统稳（wěn）定（dìng）运（yùn）行（háng）。建设以 新能源为主（zhǔ）体的（de）新型电力系统（tǒng）的（de）核心挑（tiāo）战是新能源发（fā）电（diàn）的（de）随机性、波动（dòng） 性与系统（tǒng）灵活性、稳定可控性之间的矛盾。因（yīn）此，随着风（fēng）光发电（diàn）在电力 供给中占比逐步（bù）提高，需（xū）要储能和（hé）调峰电源与之（zhī）配合才能实现电（diàn）力系统 正常运行。目前我国储能发（fā）展尚在初期，电（diàn）网配备储能较少，不足以支 撑双（shuāng）碳目标下新能源电力的高速发展。因此，2021 年以来，国家陆续出 台（tái）多项政策支持推进储能发（fā）展，包括（kuò）完善（shàn）抽水蓄能价格形成机（jī）制、加快（kuài） 推动（dòng）新型储（chǔ）能发展、抽水蓄能中（zhōng）长期（qī）发展规划等。

完善分时电价机制，以（yǐ）市场化手段提升电（diàn）网的新能源消纳能力。2021年 7 月，国家出台《关于进一步完善分时电价（jià）机（jī）制的通知》，要求上（shàng）年（nián）或当 年预计最大系统峰谷差率超（chāo）过 40%的地方，峰谷电（diàn）价价差原则（zé）上不低（dī）于 4:1；其他地方原（yuán）则上不低于 3:1；尖峰电价在峰（fēng）段电价基础上上浮比例 原则上不低（dī）于 20%。通（tōng）过扩大峰谷价差（chà），市（shì）场化（huà）的方式直（zhí）接引导用户调 整用能习惯，在用电高峰时（shí）段主动降低负荷，在用电低谷（gǔ）时段主动增加负荷，用户负荷在时间上分（fèn）布更加均匀，能够有效提升用户用能的电网 友好性（xìng），提升电网（wǎng）的新能源（yuán）消（xiāo）纳能力。

2.3.能耗双控下，绿电交易有望量价齐升

2.3.1.开展绿电交易（yì），赋予绿电额外环境价值（zhí）

开展（zhǎn）绿电交易，市（shì）场手段促进新（xīn）能（néng）源消纳，赋予绿电额外的环境（jìng）价（jià）值。通过“碳”-“电”两个市（shì）场联动，控排（pái）企业、跨国企业可以通过采购绿 电降低企业（yè）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 向型企业降低了被征收（shōu）碳税（shuì）的风险（xiǎn），从而赋予绿电额外的（de）环境价（jià）值，产 生（shēng）环境溢价，同时提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 亿千瓦时，交易（yì）价格较当地电力中长期交易价格增加 0.03- 0.05 元/千瓦时，溢价（jià）幅（fú）度较大。

2.3.2.能耗双控（kòng）下，加大新能源电力消纳为必由之路

能耗双控叠加（jiā）电力供应紧张，9月多地开始对高耗能行业拉闸限（xiàn）电（diàn）“能。耗双控”于（yú） 2015 年提出（chū），全称为实行能源消耗总量和强度“双控”行动， 旨在按省（shěng）、自治区、直辖市行政区域设定能源消费总量和强度控制目标， 对各级地方政府（fǔ）进行监督考核。双（shuāng）碳目（mù）标下，我国加大对能耗（hào）双控考（kǎo）核 力度（dù），由原先的 5 年一（yī）考核（hé），变为现今每（měi）年（nián）考核，同时每季度发布晴雨 表预警。2021 年上（shàng）半年能耗双控完成情（qíng）况中，能耗强度降低方面（miàn），青海、 宁夏、广西、广东（dōng）、福建、新疆（jiāng）、云南、陕西、江苏 9 个省（区）上半 年能耗强度（dù）不降反升（shēng），为一（yī）级预警；能源消（xiāo）费（fèi）总量控制方（fāng）面（miàn），青海、宁 夏、广西（xī）、广东（dōng）、福建、云（yún）南、江苏、湖北 8 个省（区）为一级预（yù）警。 国家发改委要求确保完成全年能耗双（shuāng）控目标，特别是能耗强度降低（dī）目（mù）标， 对能耗强度不降反升的地（dì）区，2021 年暂停“两（liǎng）高”项（xiàng）目（mù）节能审查（chá），因此 上半年一二（èr）级预警地区在下（xià）半年（nián）有（yǒu）压力，能耗（hào）双控（kòng）叠加电力（lì）供应紧张， 9 月多（duō）地开始对高耗能（néng）行业拉闸限电。

可再（zài）生能源电力消（xiāo）纳量（liàng）不纳（nà）入（rù）总量考核（hé），绿电交易有望量价齐升。日前， 发改委印发的《完善能源（yuán）消费强度和总量双控制度方案》中提出，鼓励 地方（fāng）增加可（kě）再生能源消（xiāo）费，对超额（é）完（wán）成激励性可再生能源电力消纳责任 权重的地区，超出最（zuì）低可再生能源（yuán）电力消纳责任权重（chóng）的消纳（nà）量（liàng）不纳入该（gāi） 地区年度和五（wǔ）年规划当（dāng）期能源消（xiāo）费总量考核。在能耗（hào）双控（kòng）的高压下，高（gāo） 耗能企（qǐ）业以及能耗（hào）双控未达标省份（fèn）想要少限产多（duō）用（yòng）电，必将加大对风光 水等可再生能源电力的消纳，绿（lǜ）电市场需（xū）求大幅提升，加之绿电市场允（yǔn） 许电价（jià）上浮，有望迎来量价齐升，新能源（yuán）运营商将（jiāng）大大受益。

各（gè）地对新（xīn）能源（yuán）发（fā）电（diàn）建设投资将提速，风光资源不足省（shěng）份将（jiāng）通过电网代理 向（xiàng）富足地区购（gòu）买绿电。能耗双（shuāng）控压力下，地方政府将主动大幅（fú）提高对新 能源的投资，通过自（zì）建（jiàn）集中式电站（zhàn）和发展（zhǎn）分布（bù）式光伏，来提高当地绿电（diàn） 供给，是地方（fāng）政府解决能（néng）耗总量压制的最佳方（fāng）案。此外，我国风光资源 富足地区主要（yào）在西（xī）北地（dì）区，这（zhè）些地方用能需求较低，而用能需求较高省 份如（rú）广东、江（jiāng）苏、浙（zhè）江，这些地方（fāng）风光资源较差，绿电供给（gěi）有限。绿电（diàn） 交易市场允许地方委托电网跨省跨区代理购买，风光资源较差、用能需 求较高的省份，可以通过特高压输电通道或其他外送通道向风光资源富（fù） 足省份购买绿电（diàn），将提高这些省份绿电需（xū）求，降低弃（qì）风弃光率。

3.电力基建推动电网转（zhuǎn）型升级（jí），必要补充核电大有可为

3.1.加（jiā）快建设新（xīn）一代智能（néng）化电力系统

面对新能源快速发展的机遇和挑战，加快建（jiàn）设新一代智能化电力系统， 是推动实现（xiàn）能源绿色安（ān）全高效可持续发展的重要举措。

建设（shè）新一代电（diàn）力系统要以电网为平台，推动实（shí）现电力系统源网荷储的高 效融合互动。统筹（chóu）电（diàn）源（yuán）、负荷与（yǔ）调度运行各环节，通过（guò）加（jiā）大电网等基（jī）础 设施建设力度，加（jiā）强关键技术装备攻（gōng）关，加快体制机制改革（gé）创新，不断 提高电网和（hé）各类电源的（de）综合利用效率，推动实现电力系统源网荷储的高（gāo） 效融（róng）合互动，全面适应大规模高比例新能源开发利用（yòng）需求（qiú），为我（wǒ）国实（shí）现（xiàn） 2030 年（nián）前碳达峰、2060 年前碳中和的（de）发展愿景（jǐng）提供坚强能源供应支（zhī）撑。

未来五年国家电网将（jiāng）投资超过2万亿元，推（tuī）进电网转型升级，其（qí）中将（jiāng）投 入 500 多亿元，用于关（guān）键核心技术研发。持续完善（shàn）各级电网网架，加快 建设新（xīn）型电力系（xì）统，促进能源清（qīng）洁低碳转型。

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（zài）风光资源（yuán）与（yǔ）用能需求地区不匹配问题，亟待（dài）加快特高 压（yā）建设（shè）。特（tè）高压是指直流±800 千伏和交流 1000 千伏以上的电压等级（jí）， 国网数（shù）据显（xiǎn）示，±800 千（qiān）伏（fú）直流工程输（shū）送容（róng）量（liàng）是±500 千（qiān）伏（fú）直流工程的 2-3 倍（bèi），经（jīng）济（jì）输送距离提高到 2-2.5 倍。2020 年，在运特高压输送能力（lì）达 7340 万千（qiān）瓦，同比提高 740 万千瓦（wǎ）；利用小时（shí）数同（tóng）比（bǐ）提（tí）高 310 小时。我（wǒ） 国（guó）风光（guāng）资源富足地区主（zhǔ）要在西北（běi）地（dì）区（qū），这些地方用能需求较低，而用能 需求较高省份如（rú）广东、江苏、浙江，这些地方风光资源（yuán）较差，风光资源（yuán） 与（yǔ）用能需（xū）求地（dì）区不匹配矛盾凸显，加（jiā）快特高（gāo）压投资建设势（shì）在（zài）必（bì）行。

2020年，22条特高压线路年输送电量5318亿千瓦时，其中可再（zài）生能源（yuán）电量2441亿（yì）千瓦（wǎ）时，同比（bǐ）提高3.8%，可再生能源（yuán）电（diàn）量占全（quán）部（bù）输（shū）送电量的45.9%。2021 年 3 月份，国家（jiā）电网发布“碳（tàn）达峰、碳中和”行动方案， 提（tí）出加大（dà）跨区输（shū）送清（qīng）洁能源力度，十四五期间规划建成（chéng） 7 回特（tè）高压直流， 新增输电能力 5600 万千瓦。到 2025 年，国家电网经营区跨省跨区输电 能力达到 3 亿千瓦（wǎ），输送清洁能源占比达到 50%。将在送端，完善西北（běi）、 东北主（zhǔ）网架（jià）结构，加快构（gòu）建川渝特高（gāo）压交流主网架，支撑跨区直流安全（quán） 高（gāo）效运行。2020 年（nián），国家电（diàn）网运营的（de） 18 条特高（gāo）压（yā）线（xiàn）路输送电量 4559 亿 千瓦时，其中可再生能源电量 1682 亿千瓦时，占输送电量的 37%；南方 电网运营的 4 条（tiáo）特高压线路输送电量 759 亿千瓦时，全部为可再（zài）生能源 电量。

3.3.储能（néng）发展加速

构建（jiàn）新型电力系统（tǒng），储能（néng）发（fā）展加速（sù）。根据 CNESA 统（tǒng）计（jì），截至 2020 年底 全球已投运储能项（xiàng）目累计装（zhuāng）机规模达到 191.1GW，同比（bǐ）增长 3.4%，其 中（zhōng），抽水（shuǐ）蓄能累计装机规模为 172.5GW，同比增长（zhǎng） 0.9%；电（diàn）化学储能的 累计装机规（guī）模达到（dào） 14.2GW，同比（bǐ）增长 49.6%。从储能方式看，主要（yào）分为（wéi） 抽水储能、电（diàn）化学（xué）储能、压缩空气储能、飞轮储能等。在全球储能市场 中（zhōng），抽（chōu）水蓄能的累计装（zhuāng）机规模最大最（zuì）为成熟，但选址受地域（yù）影响比较大， 占比为 90%；电化学储能（néng）的装机规模紧随其后，应用场景广泛，占比为 9.2%；熔融盐储热装机（jī）规（guī）模占比（bǐ）为 1.5%；压缩空气储能和飞轮储能装机 规模占比均（jun1）小于 1%。

抽水蓄能（néng）占比高，电化学（xué）储能增速快。截至 2020 年（nián）底（dǐ），中国已投运储能 项目累计装（zhuāng）机规模（mó） 35.6GW，占全球市场（chǎng）总规模的 18.6%，同比增长（zhǎng） 9.8%，其中（zhōng），抽水蓄（xù）能（néng）装机规模达 31.79GW，占比达 89.26%，同比增长 4.9%；电化学储能（néng）为 3.27GW，占比 9.2%，同比高增长（zhǎng） 91.2%。

抽水蓄能：

到 2025 年，抽水（shuǐ）蓄能投产总规（guī）模较“十三（sān）五”翻一番，达到 6200 万千（qiān） 瓦以（yǐ）上；到 2030 年，抽水蓄能投（tóu）产总规模较“十（shí）四五”再翻一番，达到（dào） 1.2 亿千瓦左右（yòu）。9 月 9 日国家能源局综合司印发（fā）《抽（chōu）水蓄能（néng）中（zhōng）长（zhǎng）期发展 规划(2021-2035 年)》提出（chū），要求加快抽（chōu）水蓄（xù）能电站（zhàn）核准建设，各省（区、 市）能源主管部门根据中长期规划，结合（hé）本地区实际情况，统筹电力系 统需求、新能（néng）源（yuán）发展等，按照能核尽核、能开尽开的原则，在（zài）规划重点 实施项目库（kù）内核准建设抽水蓄（xù）能电站。到 2025 年，抽水蓄能投产（chǎn）总规（guī）模 较“十三五”翻一番（fān），达到 6200 万千（qiān）瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投 产总规模较“十四五”再翻一番，达（dá）到 1.2 亿（yì）千瓦左（zuǒ）右（yòu）；到 2035 年，形 成满足新能源高（gāo）比例（lì）大规模发展（zhǎn）需求的，技术先进、管（guǎn）理优质（zhì）、国际竞 争力强的抽水蓄能现代化产（chǎn）业，培育形成一批抽水蓄能大（dà）型（xíng）骨干企业。

电（diàn）化学（xué）储（chǔ）能：

2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上（shàng），未来五年装机（jī）规模扩大10倍。7 月 23 日，发改委下发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（下称（chēng）《指导意（yì）见》），首次从国（guó）家层面提出到 2025 年新型（xíng）储（chǔ）能装机（jī） 规模达 3000 万千瓦以上的目标（biāo），未来五年装机规（guī）模扩大 10 倍。《指导 意见》以实现碳达峰碳中和为目标，将发（fā）展新型储能作（zuò）为提升（shēng）能源电力 系统调节能力、综合效（xiào）率和安全保障能（néng）力，支撑新型电力系统建设的重 要举（jǔ）措，以政策环（huán）境为有力保障，以市场机制为根本（běn）依托，以技术革新 为内生动力，加快（kuài）构（gòu）建多轮驱动良好局面，推动（dòng）储（chǔ）能高质量发展。

3.4.核（hé）电是（shì）新（xīn）型电力系统（tǒng）的必要补充

3.4.1.核电作为清洁、稳定、高效电能，是碳中和背景下风光发电（diàn）的必 要补充

核电作为清洁、稳（wěn）定（dìng）、高效电能，是碳中和背景下风光发电的必要补充。风（fēng）光发电具有不稳定性（xìng），即使新型（xíng）电力系统（tǒng）以风光为主（zhǔ），仍需要稳定（dìng）可 控电源作（zuò）为（wéi）补充，以保障电力系统稳定运行。稳（wěn）定可控电源（yuán）中水电可（kě）开 发（fā）规模有限，碳中（zhōng）和下火电（diàn）受压制，唯一可加速发展的清（qīng）洁能源（yuán）仅剩核 电。作为新型电力系统的必要（yào）补充（chōng），核电发展（zhǎn）必将提速（sù）。

核电（diàn）利用小时数远（yuǎn）高于（yú）其他电源，发电效率较高（gāo），截至 2021 年 6月（yuè）核电装机占比仅（jǐn）为 2%，而（ér）上半年（nián）发电量（liàng）占（zhàn）比达到 5%。此外，核电分布在（zài） 沿（yán）海城市，如广东（dōng）、浙江，这（zhè）些省份用电需求旺盛，今年以来（lái）用电（diàn）供（gòng）需 趋紧，核电的加速发展能很好的缓解沿海省份用电紧张局面。

3.4.2.政府（fǔ）工作（zuò）报告首（shǒu）提“积极”发（fā）展核电（diàn），十四五（wǔ）核电发展提速

政（zhèng）府工（gōng）作（zuò）报告首提“积（jī）极”发（fā）展核（hé）电，预计未来每年审（shěn）批6-8台机组，十四五核电发展提速（sù）。我国自 1974 年（nián）开启核电站的探索，1993 年首座 商业核电站-大（dà）亚湾一号机（jī）组并网发电，此后核电进入适度发展（zhǎn）的（de）阶段。 2011 年日（rì）本福岛核泄漏事件（jiàn）后，中国核电项目审批进入停滞状态（tài），直到 2015 年才开始重启核电项目审（shěn）批，但受（shòu）到民众与部分专家的反对，在 2016 年后核（hé）电审批再次陷（xiàn）入停（tíng）滞状态，2016-2018 三年核电项目零审批（pī）， 且内陆在建核电（diàn）站均为停（tíng）工（gōng）状态。2019 年，核电审批重启获（huò）得官（guān）方确认。 此后在 2021 年（nián） 3 月（yuè）的（de）《政府（fǔ）工作报告》中更是提出“在确保安全的前 提下积极有序发展核电”，这是近 10 年来首次（cì）使用“积极（jí）”来对核电进行政（zhèng）策（cè）表述（shù）。在“碳中和”的大背景下（xià），核电有望迎来新一轮发展的政 策机遇（yù）期（qī）。

预计到2025年中国在运核电（diàn）装机达到（dào）7000万千瓦，在建核电装（zhuāng）机达到3000万千（qiān）瓦；到2035年在运（yùn）和在建核电装机容量合计将达到2亿千（qiān）瓦。对（duì）比全球和（hé）主要国家的（de）核（hé）能发（fā）电量占比，2021 年上半年，全球核能总发 电量在电力结（jié）构中（zhōng）的占比约为 10%，法（fǎ）国核电份额最高，占 70.6%，美国占19.7%。而我国核电占比仅 5.04%，明显低（dī）于全球平均水平，未来 在碳中和背景下，我（wǒ）国核电份额的提升空间广（guǎng）阔。中国核能行业协（xié）会在 《中国核（hé）能（néng）发展报告（2020）》中预计，到 2025 年中国在运核电装机（jī）达（dá） 到（dào） 7000 万千瓦（wǎ），在建核（hé）电装（zhuāng）机达到（dào） 3000 万千（qiān）瓦；到 2035 年在（zài）运和（hé）在 建核电装机容量（liàng）合计（jì）将达到 2 亿（yì）千（qiān）瓦；核电（diàn）建设有望按照每年 6 至 8台机组（zǔ）稳（wěn）步推进。2021 年上（shàng）半年（nián），我国已新开工 5 台机组，进一步反映核 电（diàn）发展正（zhèng）在提速。

3.4.3.核电技术不断突破推动（dòng）行业加速发展

我国核电技（jì）术不断突（tū）破推动行业加速（sù）发展。从核电站技术演变（biàn）来看，主 要可划分四（sì）代（dài）核电技术。其中，第（dì）一代是实（shí）验性的核（hé）电站，目前（qián）已经基 本全部退役；第二代是以压水堆/沸水堆为主标（biāo）准化、系列化和批量化建 设的商业堆，是目前在运（yùn）机组的主力；第三（sān）代（dài）是以中国华（huá）龙一号为代表， 安全性更高，寿命更长（zhǎng），是目前的主推（tuī）机（jī）型；第四（sì）代核电技（jì）术目前在（zài）高 速发展中，9 月（yuè） 12 日，华能（néng）石岛（dǎo）湾高温气冷堆成（chéng）功临（lín）界，标（biāo）志第四代核 电技（jì）术成功了；中核集团（tuán）正（zhèng）在建设的霞浦 600MW 示范快堆预计（jì）于 2023 年投产；2021年（nián）5月钍基熔盐实验堆基本完工，8 月份完成了机电安装， 年内有望启动试（shì）运行（háng）。

第四代核电技术固有安（ān）全性更高，燃料利用（yòng）更好，同时还有很多附（fù）加价 值。如钠冷快堆可以实现燃料增殖；高温气冷堆因为温（wēn）度高，可以实现 高温（wēn）制氢或者核能综合利用（yòng）（供热供汽）；钍基熔盐（yán）堆使用液态（tài）核燃料，具有高温输出、常压工作、无（wú）水（shuǐ）冷却、核废料少（shǎo）和（hé）本征防扩（kuò）散等特点。

此外，实现（xiàn）高（gāo）放废液处理能力零突破（pò），促进（jìn）核电发展提速。长期以来， 中国乏燃料处理技术与核（hé）能技术发展进度不匹配，乏燃料后处理产业成 熟度较为弱势。2018 年后中国环保政（zhèng）策趋严，乏燃料监管力度持续加强， 乏燃料循（xún）环成为困（kùn）扰中国（guó）核电企业的关键问题，制（zhì）约中国核（hé）电发（fā）展。 2021 年 9 月 11 日，国内首座高水平（píng）放射性（xìng）废液玻璃固化设施在四川广 元正式投运。这（zhè）是我国核工业产业链后端标志性工程，其投（tóu）入运行标（biāo）志 着我国（guó）已经实现高放废（fèi）液（yè）处（chù）理能力零的突破，成为世界上少数几个具备 高放废液玻璃固化技术的国家，将大（dà）力促进我国核电发展提速。