（报告出品方/作者：国泰君安证券，翟堃）
1.1.用电供需趋紧叠加高煤价，多地出现“限电”现象
用电供需趋紧叠加高煤价，多地出现“限电”现象。2021 年的限电始于 5 月份，广东、云南、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。
需求端：
后疫情时代，我国用电需求高速增长。2021 年以来，后疫情时代我国经 济持续稳定恢复，外贸出口高速增长，拉动电力消费需求超预期增长。 2021 年 1-8 月，全社会用电量累计 54704 亿千瓦时，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 月一、二、三产和 居民生活用电量分别为 660、36529、9533、7982 亿千瓦时，同比分别增 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：
火电利用小时数高增支撑用电需求增长。2021年1-8月，全国规模以上 电厂发电量 53894 亿千瓦时，同比增长 11.3%，其中火电、水电、核电、 风电、光伏发电量分别为 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 同比分别变化+260、-78、+338、+83、-1 小时。1-8 月火电发电量占比仍 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；水电受制于来水较差叠加大型水库蓄水影响，发电减少； 核电和风光发电虽增速较快，但由于体量较小，支撑作用较弱。
煤价高涨，火电企业发电意愿下降，进一步推高用电紧张形势。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 部分大型发电集团到场标煤单价同比上涨 50.5%。煤电企业亏损面明显 扩大，部分发电集团 6 月煤电企业亏损面超过 70%、煤电板块整体亏 损。高企的燃料成本使煤电企业产销成本严重倒挂，发电量的增长并未 给煤电企业带来更多利润，企业发电意愿受到制约。
今年冬季或再次迎来用电紧张时点，冷冬背景下电力供需矛盾将加剧。 2021 年用电的第二个紧张时点在 12 月，电力需求有望超 8000 亿千瓦 时，如果冷冬落地，那么电力供需缺口将比 7 月更加严峻。电力需求具 有明显的季节性，每年的 7~8 月和 12 月是典型的用电高峰期，其中 7 月和 8 月的用电高峰主因高温天气导致的全面性用电高企，另外暑期对于 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， 一方面是采暖需求，另一方面是工业生产耗电的旺季，其对于整体用电 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显，电力需求增长仅靠 新能源发电支撑，供需趋紧形势延续。
需求端：
双碳战略下，电气化程度提高，电能在终端能源的占比将不断提升，用 电量增速提高。能源消费减碳，必须加快以电代煤、以电代油、以电代 气，大力提升工业、交通、建筑领域电气化水平。当前我国电能在终端 能源消费中的占比仅 27%左右，根据全球能源互联网发展合作组织预测， 到 2030 年、2050 年、2060 年电能占终端用能的比重有望分别达到 33%、 57%和 66%，电能将逐步成为最主要的能源消费品种，取代煤炭在终端 能源消费中的主导地位。预计十四五期间，我国用电需求在电气化推动 下，全社会用电量增速将显著高于 GDP 增速。
供给端：
“十四五”期间我国传统电源增速下滑明显：
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 老旧机组逐步淘汰，预计“十四五”期间煤电装机净增量较少，“十四五” 后煤电装机总量开始下降。
2）水电：优质可开发规模有限，2021-2022 年乌东德、白鹤滩、两河口、 杨房沟投产后，我国除西藏外的水电资源已基本开发殆尽，目前西藏段 水电开发尚存在成本较高，难度较大等问题，还未有实质进展。
3）核电：2011 年日本福岛核泄漏事件后，中国核电项目审批进入停滞 状态，2015 年重启审批，2016 又开始停滞，2016-2018 三年核电项目零 审批。由于核电的建设周期在 5-6 年，按照建设进度，2021-2022 两年投 产小高峰后，下一个投产高峰要等到 2025 年。长期来看，未来电源增长 只能依靠新能源发电和核电，“十四五”期间核电审批开工提速，但受制 于建设周期长，预计将在“十五五”迎来投产高峰。
十四五期间，传统电源增速下滑明显，电力需求增长仅靠新能源发电支 撑，预计用电供需趋紧形势延续。虽然新能源发电装机增速较快，但由 于其发电效率较低，利用小时数远低于核电、火电等传统电源，加之新 能源发电具有不稳定不可控性，目前电网调峰储能能力有限，预计十四 五期间，新能源难以完全弥补传统电源增速调档带来的供给缺口，电力 供需趋紧形势将延续。
1.3.电力供需趋紧下，电价机制改革提速，还原电力商品属性
电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、四川、宁夏、上海、山东、广西、广东、安徽相继调整煤电电力交 易市场价格，允许煤电交易价格在基准价的基础上可上浮不超过 10%， 湖南推出市场电版“煤电联动”。我们现行的电价机制为“基准价+上下 浮动”的市场化价格机制，浮动范围为上浮不超过 10%、下浮原则上不 超过 15%，2020 年暂不上浮。因此理论上 2021 年起电价可以上浮，只 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大势所趋。我们认为，当前电力供需紧张叠加高煤 价的形势有望推动电价机制改革提速，形成有利于成本疏导的市场价格 机制，还原电力商品属性。而市场化交易价格有望成为改革的抓手，允 许市场电价上浮的政策有望在其他省份陆续推出。
正价差时代来临，广东2021年10月月竞顶格正价差成交。允许市场交 易电价上浮后的首个月度竞价，广东 10 月集中竞价统一出清价差为 45.30 厘/千瓦时，差顶格成交，达到 10%最高上限，10 月集中竞价需求 电量 64.8 亿千瓦时，发电侧集中竞争电量申报上限为 71.5 亿千瓦时， 而本次交易供应方只申报了 44.5 亿千瓦时的电量，供不应求现象明显。
2.1.多措并举促进新能源消纳，构建新型电力系统
多措并举促进新能源消纳，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，包括提出 1）2021 年度新能源的保障性并网 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 型储能发展；4）完善分时电价政策；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 高特高压直流输送可再生能源电量比例等促进新能源消纳措施；7）开展 绿色电力交易试点，以市场化手段促进新能源消纳；8）能耗双控方案中 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入总量考核； 如同一套政策组合拳，多措并举以确保 2021 年，全国风电、光伏发电发 电量占全社会用电量的比重达到 11%左右，2025 年非化石能源消费占一 次能源消费的比重达到 20%左右的目标实现。预计到 2025 年，风光合 计装机容量较 2020 年将翻倍，超过 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、推进储能发展，保障新能源消纳
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，随着风光发电在电力 供给中占比逐步提高，需要储能和调峰电源与之配合才能实现电力系统 正常运行。目前我国储能发展尚在初期，电网配备储能较少，不足以支 撑双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 台多项政策支持推进储能发展，包括完善抽水蓄能价格形成机制、加快 推动新型储能发展、抽水蓄能中长期发展规划等。
完善分时电价机制，以市场化手段提升电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机制的通知》，要求上年或当 年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1；其他地方原则上不低于 3:1；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例 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 整用能习惯，在用电高峰时段主动降低负荷，在用电低谷时段主动增加负荷，用户负荷在时间上分布更加均匀，能够有效提升用户用能的电网 友好性，提升电网的新能源消纳能力。
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，赋予绿电额外环境价值
开展绿电交易，市场手段促进新能源消纳，赋予绿电额外的环境价值。 通过“碳”-“电”两个市场联动，控排企业、跨国企业可以通过采购绿 电降低企业的碳排放，对控排企业而言降低了碳市场履约成本，也为外 向型企业降低了被征收碳税的风险，从而赋予绿电额外的环境价值，产 生环境溢价，同时提高了用户对绿电的需求。9 月 7 日，首批绿电交易 成交量 79.35 亿千瓦时，交易价格较当地电力中长期交易价格增加 0.030.05 元/千瓦时，溢价幅度较大。
2.3.2.能耗双控下，加大新能源电力消纳为必由之路
能耗双控叠加电力供应紧张，9月多地开始对高耗能行业拉闸限电“能。 耗双控”于 2015 年提出，全称为实行能源消耗总量和强度“双控”行动， 旨在按省、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， 对各级地方政府进行监督考核。双碳目标下，我国加大对能耗双控考核 力度，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 表预警。2021 年上半年能耗双控完成情况中，能耗强度降低方面，青海、 宁夏、广西、广东、福建、新疆、云南、陕西、江苏 9 个省（区）上半 年能耗强度不降反升，为一级预警；能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。 国家发改委要求确保完成全年能耗双控目标，特别是能耗强度降低目标， 对能耗强度不降反升的地区，2021 年暂停“两高”项目节能审查，因此 上半年一二级预警地区在下半年有压力，能耗双控叠加电力供应紧张， 9 月多地开始对高耗能行业拉闸限电。
可再生能源电力消纳量不纳入总量考核，绿电交易有望量价齐升。日前， 发改委印发的《完善能源消费强度和总量双控制度方案》中提出，鼓励 地方增加可再生能源消费，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任 权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该 地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。在能耗双控的高压下，高 耗能企业以及能耗双控未达标省份想要少限产多用电，必将加大对风光 水等可再生能源电力的消纳，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，风光资源不足省份将通过电网代理 向富足地区购买绿电。能耗双控压力下，地方政府将主动大幅提高对新 能源的投资，通过自建集中式电站和发展分布式光伏，来提高当地绿电 供给，是地方政府解决能耗总量压制的最佳方案。此外，我国风光资源 富足地区主要在西北地区，这些地方用能需求较低，而用能需求较高省 份如广东、江苏、浙江，这些地方风光资源较差，绿电供给有限。绿电 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 足省份购买绿电，将提高这些省份绿电需求，降低弃风弃光率。
3.1.加快建设新一代智能化电力系统
面对新能源快速发展的机遇和挑战，加快建设新一代智能化电力系统， 是推动实现能源绿色安全高效可持续发展的重要举措。
建设新一代电力系统要以电网为平台，推动实现电力系统源网荷储的高 效融合互动。统筹电源、负荷与调度运行各环节，通过加大电网等基础 设施建设力度，加强关键技术装备攻关，加快体制机制改革创新，不断 提高电网和各类电源的综合利用效率，推动实现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新能源开发利用需求，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源供应支撑。
未来五年国家电网将投资超过2万亿元，推进电网转型升级，其中将投 入 500 多亿元，用于关键核心技术研发。持续完善各级电网网架，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
新型电力系统存在风光资源与用能需求地区不匹配问题，亟待加快特高 压建设。特高压是指直流±800 千伏和交流 1000 千伏以上的电压等级， 国网数据显示，±800 千伏直流工程输送容量是±500 千伏直流工程的 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，同比提高 740 万千瓦；利用小时数同比提高 310 小时。我 国风光资源富足地区主要在西北地区，这些地方用能需求较低，而用能 需求较高省份如广东、江苏、浙江，这些地方风光资源较差，风光资源 与用能需求地区不匹配矛盾凸显，加快特高压投资建设势在必行。
2020年，22条特高压线路年输送电量5318亿千瓦时，其中可再生能源电量2441亿千瓦时，同比提高3.8%，可再生能源电量占全部输送电量的45.9%。2021 年 3 月份，国家电网发布“碳达峰、碳中和”行动方案， 提出加大跨区输送清洁能源力度，十四五期间规划建成 7 回特高压直流， 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，输送清洁能源占比达到 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，支撑跨区直流安全 高效运行。2020 年，国家电网运营的 18 条特高压线路输送电量 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 条特高压线路输送电量 759 亿千瓦时，全部为可再生能源 电量。
3.3.储能发展加速
构建新型电力系统，储能发展加速。根据 CNESA 统计，截至 2020 年底 全球已投运储能项目累计装机规模达到 191.1GW，同比增长 3.4%，其 中，抽水蓄能累计装机规模为 172.5GW，同比增长 0.9%；电化学储能的 累计装机规模达到 14.2GW，同比增长 49.6%。从储能方式看，主要分为 抽水储能、电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等。在全球储能市场 中，抽水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， 占比为 90%；电化学储能的装机规模紧随其后，应用场景广泛，占比为 9.2%；熔融盐储热装机规模占比为 1.5%；压缩空气储能和飞轮储能装机 规模占比均小于 1%。
抽水蓄能占比高，电化学储能增速快。截至 2020 年底，中国已投运储能 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，抽水蓄能装机规模达 31.79GW，占比达 89.26%，同比增长 4.9%；电化学储能为 3.27GW，占比 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“十三五”翻一番，达到 6200 万千 瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右。9 月 9 日国家能源局综合司印发《抽水蓄能中长期发展 规划(2021-2035 年)》提出，要求加快抽水蓄能电站核准建设，各省（区、 市）能源主管部门根据中长期规划，结合本地区实际情况，统筹电力系 统需求、新能源发展等，按照能核尽核、能开尽开的原则，在规划重点 实施项目库内核准建设抽水蓄能电站。到 2025 年，抽水蓄能投产总规模 较“十三五”翻一番，达到 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投 产总规模较“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右；到 2035 年，形 成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞 争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。
电化学储能：
2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上，未来五年装机规模扩大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《指导意见》），首次从国家层面提出到 2025 年新型储能装机 规模达 3000 万千瓦以上的目标，未来五年装机规模扩大 10 倍。《指导 意见》以实现碳达峰碳中和为目标，将发展新型储能作为提升能源电力 系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重 要举措，以政策环境为有力保障，以市场机制为根本依托，以技术革新 为内生动力，加快构建多轮驱动良好局面，推动储能高质量发展。
3.4.核电是新型电力系统的必要补充
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的必 要补充
核电作为清洁、稳定、高效电能，是碳中和背景下风光发电的必要补充。 风光发电具有不稳定性，即使新型电力系统以风光为主，仍需要稳定可 控电源作为补充，以保障电力系统稳定运行。稳定可控电源中水电可开 发规模有限，碳中和下火电受压制，唯一可加速发展的清洁能源仅剩核 电。作为新型电力系统的必要补充，核电发展必将提速。
核电利用小时数远高于其他电源，发电效率较高，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%。此外，核电分布在 沿海城市，如广东、浙江，这些省份用电需求旺盛，今年以来用电供需 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.政府工作报告首提“积极”发展核电，十四五核电发展提速
政府工作报告首提“积极”发展核电，预计未来每年审批6-8台机组，十四五核电发展提速。我国自 1974 年开启核电站的探索，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。 2011 年日本福岛核泄漏事件后，中国核电项目审批进入停滞状态，直到 2015 年才开始重启核电项目审批，但受到民众与部分专家的反对，在 2016 年后核电审批再次陷入停滞状态，2016-2018 三年核电项目零审批， 且内陆在建核电站均为停工状态。2019 年，核电审批重启获得官方确认。 此后在 2021 年 3 月的《政府工作报告》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 年来首次使用“积极”来对核电进行政策表述。在“碳中和”的大背景下，核电有望迎来新一轮发展的政 策机遇期。
预计到2025年中国在运核电装机达到7000万千瓦，在建核电装机达到3000万千瓦；到2035年在运和在建核电装机容量合计将达到2亿千瓦。 对比全球和主要国家的核能发电量占比，2021 年上半年，全球核能总发 电量在电力结构中的占比约为 10%，法国核电份额最高，占 70.6%，美 国占 19.7%。而我国核电占比仅 5.04%，明显低于全球平均水平，未来 在碳中和背景下，我国核电份额的提升空间广阔。中国核能行业协会在 《中国核能发展报告（2020）》中预计，到 2025 年中国在运核电装机达 到 7000 万千瓦，在建核电装机达到 3000 万千瓦；到 2035 年在运和在 建核电装机容量合计将达到 2 亿千瓦；核电建设有望按照每年 6 至 8 台 机组稳步推进。2021 年上半年，我国已新开工 5 台机组，进一步反映核 电发展正在提速。
3.4.3.核电技术不断突破推动行业加速发展
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 要可划分四代核电技术。其中，第一代是实验性的核电站，目前已经基 本全部退役；第二代是以压水堆/沸水堆为主标准化、系列化和批量化建 设的商业堆，是目前在运机组的主力；第三代是以中国华龙一号为代表， 安全性更高，寿命更长，是目前的主推机型；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成功临界，标志第四代核 电技术成功了；中核集团正在建设的霞浦 600MW 示范快堆预计于 2023 年投产；2021年5月钍基熔盐实验堆基本完工，8 月份完成了机电安装， 年内有望启动试运行。
第四代核电技术固有安全性更高，燃料利用更好，同时还有很多附加价 值。如钠冷快堆可以实现燃料增殖；高温气冷堆因为温度高，可以实现 高温制氢或者核能综合利用（供热供汽）；钍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。
此外，实现高放废液处理能力零突破，促进核电发展提速。长期以来， 中国乏燃料处理技术与核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 年后中国环保政策趋严，乏燃料监管力度持续加强， 乏燃料循环成为困扰中国核电企业的关键问题，制约中国核电发展。 2021 年 9 月 11 日，国内首座高水平放射性废液玻璃固化设施在四川广 元正式投运。这是我国核工业产业链后端标志性工程，其投入运行标志 着我国已经实现高放废液处理能力零的突破，成为世界上少数几个具备 高放废液玻璃固化技术的国家，将大力促进我国核电发展提速。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
精选报告来源：【未来智库官网】。
「链接」