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（報告出品方/作者：廣發證券，陳子坤，紀成煒，陳昕）
一、新型電力系統需要多維度靈活性資源配置
（一）新型電力系統執行需要大量靈活性資源
電力系統執行需要實時平衡。新型電力系統下，負荷曲線峰谷差率擴大疊加新 能源佔比提升，使得負荷側和電源側波動同時加大，因而對靈活性資源的需求快速 增加。電力系統執行需要滿足下述等式：新能源發電機組出力+靈活性資源出力=用 電負荷。經濟發展帶動用電負荷曲線峰谷差率加大，“雙碳”目標下新能源發電（出 力具有隨機性、波動性、間歇性特徵）裝機佔比持續提升，電源側波動加大，因此需 要大量靈活性資源，以實現系統平衡。 負荷側：經濟高質量發展背景下，第三產業和城鄉居民生活用電佔比逐漸提升， 帶動用電負荷曲線的峰谷差率擴大。 峰谷差率=（最高用電負荷 — 最低用電負荷）/ 最高用電負荷。
一般而言，經濟發展水平與第三產業和居民生活用電量佔比呈同向變化關係。 我國用電負荷曲線的峰谷差率持續擴大。根據國網能源研究院對“十四五”的分析， 國網經營區最大負荷增速將高於用電量增速，預測 2025 年最大日峰谷差達到 4 億 千瓦，最大日峰谷差率增至 35%。 選擇山東和浙江兩個典型省份開展對比分析。根據兩省統計局資料，2020 年山 東、浙江省人均 GDP 分別為 72151 元、100738 元，同年浙江省第三產業、城鄉居 民生活用電量佔比分別達到 15。1%、14。2%，較山東高出 4。6、3。7 個百分點，顯示 浙江省經濟發展水平相對較高。
從日典型負荷曲線來看，浙江省峰谷差率明顯大於山東。基於 2020 年 10 月國 家發改委、國家能源局披露的各省級電網典型電力負荷曲線進行對比分析。對於工 作日，山東最高、最低負荷約為 7200 萬千瓦、5800 萬千瓦，峰谷差率 19。4%；浙 江最高、最低負荷約為 7900 萬千瓦、5200 萬千瓦，峰谷差率 34。2%。對於節假日， 山東最高、最低負荷約為 6000 萬千瓦、5000 萬千瓦，峰谷差率 16。7%；浙江最高、 最低負荷約為 4200 萬千瓦、3200 萬千瓦，峰谷差率 23。8%。發電側：“雙碳”目標下，新能源發電裝機佔比持續提升，導致電源側的波動 性持續加大。新能源發電出力具有隨機性、波動性、間歇性特徵，其佔比提升，將使 得電源側的平均可控性降低、波動程度提高。
（二）適應新型電力系統發展，靈活性資源需要多維度配置
用電負荷曲線的波動幅度增速有限且有跡可循，發電側新能源出力波動幅度快 速增長且不確定性高，故靈活性資源配置以適應新能源出力波動為主。分別對用電 側和發電側波動幅度進行估算，在一定假設條件下，用電側主要來源於負荷增長和 峰谷差率加大，波動年均加大 2737 萬千瓦，發電側主要來源於新能源裝機增長，保 守估計年均加大 4000 萬千瓦。
適應新能源出力波動，需要從調頻、調峰、備用多時間尺度配置靈活性資源。 電力系統調節以有功調節為主，無功調節為輔；有功調節中，又以調頻、調峰、備用 為主。直觀地看，調頻主要調節新能源出力過程中秒級至分鐘級的“毛刺”；調峰主 要調節小時級的新能源出力大幅變化；備用可進一步分為熱備用和冷備用，熱備用 主要應對日內新能源出力超預期不足問題，冷備用主要應對日以上級別的可再生能 源持續低出力問題。
電力系統需要多時間尺度調節，各類靈活性資源具有不同的技術特性，故適應 新型電力系統發展需要對靈活性資源進行多維度配置。調頻、調峰、備用的時間尺 度依次提升。火電是電力系統的“壓艙石”，是調頻、調峰、備用的主體，由於近年 來新能源快速發展，調頻速率和折返次數提高，調峰深度加大，導致火電在調頻調 峰方面壓力提升。電化學儲能和抽水蓄能具有較強的調頻調峰能力，是火電的有益 補充，但由於電化學儲能一般配置 2-4 小時、抽水蓄能庫容 8 小時左右，故難以滿 足日以上級別備用需求。需求側響應依託使用者側資源參與電力系統調節，調節速率 相對有限，將主要滿足部分調峰和備用需求。氫能主要透過電解水制氫和氫燃料電 池參與電力系統調節，若能夠實現氫能長時間低成本的製備和儲存，則氫能能夠廣 泛滿足調頻、調峰、備用需求。
各類靈活性資源既具有互補效應又存在替代效應。在調頻方面，先前以火電為 主，目前單純依靠火電調頻已愈發吃力，需要電化學儲能和抽水蓄能提供支援。近 年來火儲聯調專案快速增加，正體現了上述變化趨勢。在調峰方面，火電（進行靈活 性改造）、抽水蓄能、電化學儲能、需求側響應均可實現，以哪種方式為主將取決於 其調峰的經濟性。在備用方面，在氫能商業化之前，仍將主要依靠火電支撐。今年 8 月四川來水偏枯，水電出力數週均維持在較低水平，區域電力系統持續缺電，儲能 放電後難以再次充電，對緩解長時缺電作用非常有限，故對於可再生能源長時出力 不足情景，仍需以火電為主進行應急保供。
（三）靈活性資源建設即將進入快速發展期
電力保供和新能源消納壓力同步加大，亟待加強靈活性資源建設。靈活性資源 不足，一方面將導致用電高峰時發電能力不足，產生供電缺口，另一方面又將導致 新能源大發時消納能力不足，出現棄風棄光等問題。近兩年，我國缺電問題和新能 源消納問題頻繁出現西部（甘肅等）、東部（山東等）的新能源開發較多省份已出 現明顯的消納率下降趨勢，四川、廣東、浙江等地區在夏季和冬季用電高峰出現缺 電問題，顯示出加快靈活性資源建設已刻不容緩。
靈活性資源建設有望多維度推進，進入快速發展期。結合上一節分析來看，適 應新型電力系統發展，靈活性資源需要多維度配置，目前主要的四種靈活性資源— —火電（進行靈活性改造）、抽水蓄能、電化學儲能、需求側響應技術經濟特性各有 不同，既具有互補效應又存在替代效應。在當前電力系統調節能力不足、靈活性資 源緊缺背景下，電力系統建設重點有望從單純的新能源發電裝機建設轉向新能源發 電和靈活性資源同步建設，靈活性資源發展有望提速。
二、調頻：傳統電源能力不足，新型儲能漸成剛需
（一）新能源快速發展造成系統調頻能力不足
電力系統的頻率反映了發電有功功率和負荷之間的平衡關係，是電力系統執行 的重要控制引數，偏離電網正常執行頻率，將影響電力裝置本身的效率，偏離較多 時甚至威脅裝置安全執行。 新能源快速發展，調頻需求明顯上升。直觀而言，調頻主要調節新能源出力過 程中秒級至分鐘級的“毛刺”，新能源裝機持續增長，“毛刺”也將持續加大，帶來 更多調頻需求。從電力系統執行的實際情況來看，亦呈現出上述變化趨勢。山西近 年來新能源裝機快速，調頻壓力明顯上升，已積極出臺調頻支援政策，引導調頻資 源建設：2022 年 5 月，山西能監辦印發《山西電力一次調頻市場交易實施細則（試 行）》，提出市場主體須履行基本一次調頻義務，基本義務以外的一次調頻能力可參 與一次調頻市場交易，獲得補償。
（二）傳統電源外新型儲能將成為調頻的重要補充
應對新能源帶來的調頻問題，主要有三類技術手段：一是依託傳統火電、常規 水電機組進行調頻。傳統電網中，火電和常規水電機組作為主要的調頻電源，根據 系統頻率變化不斷改變機組出力，維持電網頻率穩定。二是新能源發電機組自身建 立調頻能力。新能源機組具備二次調頻（AGC）能力，但要實現一次調頻，需要預 留有功備用；三是新增儲能裝置進行調頻。儲能調節速率快，調頻效能強，最能夠 適應新能源調頻需求。特別是新型儲能，能夠快速響應、精確跟蹤、雙向調節，較抽 水蓄能技術性能更強。 我國電源裝機以火電為主，特別是北方地區，新能源集中建設，水電機組少，調 頻資源更加稀缺。由於新能源透過預留有功備用的方式實現一次調頻，將降低機組 發電量，經濟性較差，所以一般採用較少，故未來儲能（特別是新型儲能）將成為傳 統電源的重要補充。
（三）電化學儲能最具潛力
在各類儲能中，電化學儲能組成混合式儲能系統，可發揮各自的優勢，充分契 合新能源帶來的一次、二次調頻需求，達到更好的調頻效能指標，最具發展潛力。 飛輪儲能是典型的短時高頻儲能技術。根據《飛輪儲能技術及其應用場景探討》 分析，飛輪儲能優勢在於功率密度高、不受充放電次數的限制（壽命可達 20 年以 上，充放電次數達 200 萬次以上）、高放電倍率（可達 200C 以上）、綠色無汙染 等，短板在於能量密度低、滿功率放電時間較短等。因此，飛輪儲能天然適合短時間 內頻繁進行充放電迴圈的應用場景，非常適合一次調頻。目前飛輪儲能初始投資價 格在 5000 元/kW 左右，仍需加強降本。
電化學儲能兼具功率型和能量型特徵，能夠進行快速、精準的功率響應，從技 術效能來看能夠進行一次、二次調頻。但受限於迴圈次數，現有的電化學儲能專案 大多僅響應二次調頻（AGC），而不響應一次調頻（需要高頻充放電）。 抽水蓄能和壓縮空氣儲能，從建設角度看，其機組容量大但建設受到地質條件 約束且週期較長，預計未來將根據規劃進展穩步推進，而飛輪儲能和電化學儲能將 根據需求靈活快速配置。從發展趨勢來看，抽水蓄能和壓縮空氣儲能調頻速率低於 飛輪儲能和電化學儲能，隨著新能源滲透率不斷提升，調頻速率要求亦將提升，預 計飛輪儲能和電化學儲能增長彈性更大。
三、調峰：火電靈活性改造成本佔優，新型儲能23年具備階段性發展優勢，抽蓄適合長時調峰
（一）關於新能源調峰需求的分析
以EIA披露的美國風光出力曲線進行分析，我們認為長期來看新能源預計需要5 小時以上的調峰資源。 光伏出力集中於正午時段。雖然中午時段一般為日內用電高峰，但隨著光伏裝 機快速提升，中午時段亦顯示出了較強的調峰壓力。結合光伏典型出力係數來看， 10-15時為光伏出力的峰值平臺期，調峰壓力最大，長期來看需要5小時調峰資源轉 移光伏中午時段的發電量。 風電出力隨機性大，在大/小風期會持續高/低出力，因此天然需要長時調峰資源。 從各季節的典型出力係數來看，風電具有反調峰特性：中午用電負荷高，而風電出 力低；晚間（特別是後半夜）用電負荷低，而風電出力高。即使不考慮大/小風期， 大致估計風電也需要5小時以上的調峰資源轉移後半夜時段的發電量。
更進一步，從整個電力系統來看調峰資源需求更為準確：從淨負荷視角來看， 更加清晰地顯示出需要約5小時的下調峰資源支撐新能源消納，需要約2小時的上調 峰資源支撐用電高峰時段保供。 下調峰：當新能源大發時，調節性資源降低出力，以此支撐新能源消納。基於美 國分季節預測淨負荷曲線來看，隨著新能源裝機滲透率提升，預計將逐步需要5小時的下調峰資源。 上調峰：當用電負荷較高而新能源出力不足時，需要調節性資源提高出力，以 此支撐電力保供。基於美國分季節預測淨負荷曲線來看，約需要2小時的上調峰資源。
（二）關於調峰資源的技術經濟性對比
火電是電力系統的主要調峰資源，其典型調峰曲線可主要參考上節的美國分季 節預測淨負荷曲線。簡化來看，每日調峰將至少包括“一峰一谷”：中午光伏大發時 段進行下調峰，支撐光伏消納；傍晚時分進行上調峰，支撐全天的高用電負荷時段。 可能達到“兩峰兩谷”：在上述“一峰一谷”外，後半夜進行下調峰，支撐風電消 納；上午進行上調峰，在光伏大發前支撐用電負荷上行。 儲能（抽水蓄能、電化學儲能）在低谷時段充電，增加用電需求，支撐新能源消 納；在高峰時段放電，增加電力供給，緩解保供壓力。儲能能夠對電量進行時間轉 移，具有較強的調峰能力。
需求側響應一般透過電價訊號引導使用者在低谷時段加大用電，在高峰時段減少 用電，達到與儲能相近的效果。 由於需求側響應與經濟結構和用電習慣息息相關，其潛力規模和成本尚難以清 晰確定，故後續分析以當前最主要的調峰資源——火電和儲能為主。
由於抽水蓄能的功率/能量之比較低，故在上/下調峰時長較短的情景下，利用率 將明顯偏低，調峰成本明顯增大；而在新能源出力、用電負荷長週期波動時，抽水 蓄能等長時儲能產能利用率將明顯提升，調峰成本也將明顯降低：測算調峰情景由 5小時下調峰+2小時上調峰變化為5小時下調峰+3 / 4 / 5小時上調峰時，抽水蓄能調 峰成本將由242。06元/年下降至168。04 / 131。03 / 108。82元/年。 火電靈活性改造（假設頂峰能力充足，無需新建火電機組）：儲能的調峰作用 等價於低谷時段火電深度調峰+高峰時段火電頂峰發電。0。5kW/1kWh鋰電池儲能， 在日內下調峰5小時、上調峰2小時背景下，對應1。11kW火電進行靈活性改造（最低 技術出力由50%下降至30%）+存量火電機組在高峰時發電1kWh。
火電靈活性改造 調峰成本由深度調峰成本、頂峰發電成本和碳成本構成，合計117。97元/年。在碳成 本方面，火電靈活性改造調峰相比儲能調峰未明顯增加碳排放和碳成本。兩種調峰 情景對比來看，火電深度調峰時減發電量帶來煤耗下降但此時發電量度電煤耗上升 帶來額外煤耗，頂峰發電時也產生煤耗，三者近乎相抵，測算合計僅增加0。0042噸/ 年標煤煤耗、0。208元/年碳成本。即使考慮歐盟碳價水平80歐元/噸（約600元/噸）， 上述碳成本也僅2。49元/年。火電靈活性改造調峰相比無調峰情景將減少碳排放和碳 成本。兩種情景對比來看，頂峰發電均存在，不同之處在於火電深度調峰時減發電 量帶來煤耗下降但此時發電量度電煤耗上升帶來額外煤耗，二者合計-0。088噸/年， 降低碳成本4。42元/年；若考慮歐盟碳價水平，則可降低碳成本53。00元/年。
火電靈活性改造（假設頂峰能力不足，需新建火電機組）：0。5kW/1kWh鋰電池 儲能，對應1。11kW火電進行靈活性改造（最低技術出力由50%下降至30%）+0。5kW 新建火電機組，假設新增火電僅用於頂峰發電，年利用小時數=頂峰發電電量/需要 新增裝機容量=600小時，則合計調峰成本370。11元/年。在碳成本方面，依舊錶現為 火電靈活性改造調峰相比儲能調峰未明顯增加碳排放和碳成本，相比無調峰情景減 少碳排放和碳成本。
總體來看，在典型調峰情景（5小時下調峰+2小時上調峰）下，鋰電池儲能、抽 水蓄能、火電靈活性改造（頂峰能力充足，無需新建裝機）、火電靈活性改造（頂 峰能力不足，新建火電僅用於頂峰發電）調峰成本比為1：1。48：0。72：2。26。火電 靈活性改造（頂峰能力充足，無需新建裝機）最具成本優勢；抽水蓄能調峰成本較高 主要因為上調峰時長僅2h，而抽水蓄能一般庫容在6h以上，導致其利用率較低所致。
鋰電池儲能：在典型調峰情景（5小時下調峰+2小時上調峰）下，鋰電池儲能介 於火電靈活性改造和抽水蓄能之間。短期來看，在缺電力（而非缺電量）背景下， 鋰電池儲能已具備一定經濟性（經濟性優於抽水蓄能和火電靈活性改造（頂峰能力 不足，新建火電僅用於頂峰發電）），且受益於建設速度快（抽蓄建設週期5年以上， 火電1。5年以上，鋰電池儲能僅3-6月），有望迎來需求擴張。長期而言，其建設潛力 仍有賴於降本帶來的經濟性提升。
抽水蓄能：調峰成本隨著單次調峰時長增長而快速下降，適合上下調峰時長均 較長的情景，如風電在大/小風期長時間高/低出力、使用者受氣溫影響而長時間保持高 /低負荷等。測算調峰情景由5小時下調峰+2小時上調峰變化為5小時下調峰+3 / 4 / 5 小時上調峰時，抽水蓄能調峰成本比將由1。48快速下降至1。03 / 0。80 / 0。67。在最有 利於抽水蓄能的情景下（抽水蓄能庫容可達8小時，假設每日進行連續8小時下調峰 +8小時上調峰），調峰成本比將下降至0。46。
火電靈活性改造：①只要電力系統頂峰能力充足，火電靈活性改造即具有明顯 的成本優勢。若電力系統頂峰能力充足，無需新建裝機，測算5小時下調峰+2小時上 調峰情景下，火電靈活性改造初始投資300 / 200 / 100元/kW時，調峰成本比為0。72 / 0。67 / 0。62。長期來看，用電量增速將逐步降低，高峰負荷增速亦將趨緩，雖然峰 谷差率將持續加大，但更多表現為淨負荷低谷更深，因此火電靈活性改造應當應改 盡改。②火電靈活性改造可視為不定時長的調峰資源，調峰時長越長，其優勢越明 顯。火電靈活性改造（頂峰能力充足，無需新建裝機）：5 / 6 / 7 / 8小時下調峰+2小 時上調峰情景下，調峰成本比為0。72 / 0。70 / 0。68 / 0。67；火電靈活性改造（頂峰能 力不足，新建火電僅用於頂峰發電）：5小時下調峰+2 / 3 / 4 / 5小時上調峰情景下， 調峰成本比為2。26 / 1。65 / 1。39 / 1。34。
（三）關於調峰資源發展趨勢的判斷
1。 短中期發展趨勢，短中期視角下，鋰電池儲能和火電靈活性改造存在明顯的競爭關係：預計2023 年缺電力問題加大，鋰電池儲能對標火電（頂峰能力不足，需新建裝機）情景，鋰 電池儲能具有經濟性優勢，有望超預期增長；2024年缺電力問題有望明顯緩解，鋰 電池儲能對標火電（頂峰能力充足，無需新建裝機）情景，火電靈活性改造經濟性 優勢明顯，有望大規模開啟。 鋰電池儲能調峰成本短期內難以低於火電靈活性改造（頂峰能力充足，無需新 建裝機）。依據上節測算，火電靈活性改造（頂峰能力充足，無需新建裝機）調峰成 本為101。83元/年（改造投資100元/kW）-117。97元/年（改造投資300元/kW）。
鋰電 池儲能需EPC單價明顯下降且迴圈次數明顯上升：①當火電靈活性改造投資300元 /kW時，鋰電池儲能需要達到1。5元/Wh+9000次迴圈 / 1。4元/Wh+7500次迴圈 / 1。3 元/Wh+6500次迴圈。②當火電靈活性改造投資100元/kW時，鋰電池儲能需要達到 1。3元/Wh+9000次迴圈 / 1。2元/Wh+7500次迴圈。目前主流鋰電池儲能技術經濟性 引數約為1。8元/Wh+6000次迴圈，預計在短期內難以實現前述技術經濟性引數；假 設隨著技術進步主流鋰電池儲能的迴圈次數上升至6500次，EPC單價每年下降5%， 測算從1。8元/Wh降至1。3元/Wh需要6。3年。因此，預計火電靈活性改造應該盡改，鋰 電池儲能在十五五末或能接近其成本。
火電靈活性改造與鋰電池儲能的競爭關係主要取決於電力系統頂峰能力是否充 足。預計鋰電池儲能需求將在缺電力年份剛性釋放，在缺電力緩解的年份將面臨火 電靈活性改造的競爭。火電靈活性改造（頂峰能力充足，無需新建裝機）、火電靈活 性改造（頂峰能力不足，需新建裝機）調峰成本為117。97、370。11元/年，儲能調峰 成本163。60元/年介於其間。 在鋰電池儲能當前1。8元/Wh的EPC單價下，火電靈活性改造+新建火電調峰方 案中，新建火電需達到3400利用小時才具有經濟性。
基於電量平衡分析，測算2025年、2030年火電發電量分別為57964、57248億千 瓦時。假設存量火電利用小時為4317（2021年用電量超預期大增，出現明顯缺電問 題，火電利用小時數明顯偏高，故選擇2018-2020年均火電利用小時4317作為存量 火電機組利用小時），測算年均新增火電裝機：假設鋰電池儲能初始投資保持1。8元 /Wh不變，火電靈活性改造+新建火電調峰方式成本低於鋰電池儲能調峰的條件為新 增利用小時數達到3400小時，則2022-2025年、2026-2030年年均新增火電1455萬 千瓦、-234萬千瓦。
若2025、2030年全社會用電量分別為9。5萬億、11。0萬億千瓦時，則分別對應 2022-2025年、2026-2030年年均3。4%、3。0%增速。考慮到電能替代等因素，用電 量增速有望更高，例如國家電網測算認為全社會用電量仍有較大增長空間，2025、 2035年有望達到9。8、12。4萬億千瓦時。若將2025、2030年全社會用電量上調至9。8、 11。5萬億千瓦時，測算在經濟性合算的範圍內，2022-2025年可年均新增3672萬千 瓦火電，“十五五”可年均新增423萬千瓦火電。
考慮近期火電規劃調整，預計2024、2025年有望分別投產8000萬千瓦以上煤電 機組（滿足調峰、應急備用等需求），測算2021-2025年頂峰容量冗餘度分別為13。0%、 12。4%、11。2%、14。2%、18。3%，預計2023年缺電力問題或將加劇，而2024年之後 將明顯好轉。 鋰電池儲能與火電靈活性改造的競爭邏輯，在2023年為鋰電池儲能對標火電靈 活性改造（頂峰能力不足，需新建裝機）情景，鋰電池儲能經濟性更好，有望加速 發展；在2024年後逐步演變為鋰電池儲能對標火電靈活性改造（頂峰能力充足，無 需新建裝機）情景，火電靈活性改造經濟性更好，應改盡改步伐有望加快。
2。 長期發展趨勢。長期視角下，隨著新能源滲透率進一步提升，特別是風電滲透率提升（風電在 大/小風期會長時間高/低出力），將需要更多長時調峰資源，抽水蓄能和火電靈活性 改造經濟性將有所提升，鋰電池儲能仍需積極降本以應對競爭。
四、備用：火電增容減量“類儲能化”，電力保供帶來裝機持續性
（一）火電是電力系統的“壓艙石”，提供應急保供
電力系統目前主要包含六類電源——火電、常規水電、核電、風電、太陽能發 電、儲能（抽水蓄能、新型儲能等）。電能是二次能源，由一次能源轉化而來，一次 能源供給的穩定性主要決定了各類電源發電的穩定性。從保供特性來看，火電和核 電具有長時間保供能力。結合電源現有裝機規模和一次能源資源稟賦來看，火電（特 別是其中的煤電）將是未來較長時間內的主要保供電源。
火電能夠提供連續、可靠的電力供應，是主要的保供電源。火電是我國電力系 統的主力電源，根據 Wind 資料，截至 2021 年底火電裝機 13。0 億千瓦，佔比 54。6%， 2021 年火電發電量 5。6 萬億千瓦時，佔比 67。4%。考慮到我國“富煤缺油少氣”的 能源資源稟賦特點，只要煤炭供給有保證，煤電出力就有保證，火電（特別是其中的 煤電）在未來較長時間仍將是我國電力保供的“主力軍”。 核電出力穩定，但裝機容量有限，是補充性的保供電源。核電停堆換料週期一 般在 1 年以上，因此具備長時間保供能力。但由於核電廠址資源稀缺，因而核電尚 難以大規模發展，根據 Wind 資料，截至 2021 年底我國核電裝機 5326 萬千瓦，佔比僅 2。2%，2021 年核電發電量 4075 億千瓦時，佔比 4。9%。預計核電將作為補充 性的保供電源。
常規水電、風電、太陽能發電的一次能源分別為水能、風能、太陽能，均為可再 生能源，而可再生能源天然具有隨機性、波動性、間歇性特徵，因此會影響電源出力 的可靠性。常規水電出力主要受來水和水庫庫容影響，具有較大庫容的水電出力相 對穩定，但我國徑流式水電佔比高，並且受氣候變化影響，來水波動持續加大，例如 今年夏季出現了持續數月的來水明顯偏枯問題，水電出力顯著低於預期，故常規水 電將作為補充性的保供電源。風電出力波動大且較難預測，反調峰特性（用電負荷 高時，風電往往低出力；用電負荷低時，風電卻往往大發）明顯，因此難以作為保供 電源。太陽能發電以光伏發電為主，光伏出力較風電易於預測，能夠在日間具備一 定的保供能力，但夜間無法保供。
儲能具備日內保供能力，而難以提供日以上級別的長時間保供。儲能自身不產 生電能，只能在一定程度上對發電量進行時間轉移，解決發用電的時間不匹配問題。 由於一般抽水蓄能庫容 8 小時左右，新型儲能容量 2-4 小時，故儲能能夠進行日內 數小時的保供，但難以提供日以上級別的長時間保供。因此，當可再生能源發電出 力多日甚至多周不足（間歇性）時，儲能目前尚難以有效保供。
（二）嚴格保供情景下，火電中長期保持年均淨增4400-5600萬千瓦
每年冬季傍晚是電力供需最緊張時刻，若要求此時也不缺電力即為嚴格保供情 景，可根據電力平衡測算火電裝機需求：2021 年冬季出現區域性地區缺電，測算此時 頂峰容量冗餘度為 13。0%，假設要求後續年度達到 14。0%，以此倒算火電裝機可得 2022-2025 年、2026-2030 年年均淨增火電裝機 5048、3742 萬千瓦，中長期年均 增長中樞大致為 4400 萬千瓦。其中 2022-2025 年逐年淨增 5693、7491、4613、 2395 萬千瓦，顯示出近期新增裝機需求更為迫切。
若將 2025、2030 年全社會用電量上調至 9。8、11。5 萬億千瓦時，倒算火電裝 機可得 2022-2025 年、2026-2030 年年均淨增火電裝機 6594、4669 萬千瓦，中長 期年均增長中樞大致為 5600 萬千瓦。其中 2022-2025 年逐年淨增 5693、8359、 7409、4914 萬千瓦，可見連續兩年投產 8000 萬千瓦需求迫切。
（三）最佳化保供情景下，火電中長期保持年均淨增2200-3200萬千瓦
備用場景主要應對持續多日的用電需求旺盛而新能源出力不足的情景，1 日的 缺電量問題能夠透過儲能有效緩解（抽水蓄能儲能時長一般為 8 小時左右，鋰電池 儲能目前國內外大多配置 2-4 小時）。基於美國全國用電負荷和新能源出力資料的 統計特性來看，我們認為長期來看備用場景應當應對的是持續 5 日缺電量問題。 從全美日用電量的統計特徵來看，用電高峰期一般持續約 5 日，且均在夏季 7、 8 月出現。最大連續 5 日日均用電量與最大日用電量接近，且最大連續 6、7 日日均 用電量將出現明顯下降。直觀原因在於，工作日用電量明顯高於週末用電量，因此 高用電負荷往往只連續 5 日。
若將 2025、2030 年全社會用電量上調至 9。8、11。5 萬億千瓦時，測算 2022- 2025 年均淨增火電 2930 萬千瓦，2026-2030 年均淨增 3520 萬千瓦。中長期年均 增長中樞大致為 3200 萬千瓦。 儲能難以直接作為備用電源應對持續多日的缺電量問題，但能夠提升火電的日 均出力係數，進而降低火電裝機需求，間接支撐備用需求。火電日均出力係數每提 升 1pct，中長期年均淨增裝機需求下降約 220 千瓦。
嚴格保供情景和最佳化保供情景相比，前者考慮每年電力供需最緊張時刻不缺電 力，後者考慮每年電量供需最緊張的五天不缺電量，前者為瞬時概念後者為時段概 念。二者相比體現出，若能夠在用電尖峰時令部分負荷錯峰用電，則能夠明顯緩解 火電建設壓力，我們認為兩種情景的差異即為需求側響應重點發揮作用的空間。
（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關資訊，請參閱報告原文。）
精選報告來源：【未來智庫】