新型電力系統市場分析

一、新型電力系統需要多維度靈活性資源配置

（-）新型電力系統運行需要大量靈活性資源

電力系統運行需要實時平衡。新型電力系統下，負荷曲線峰谷差率擴

大疊加新能源占比提升，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。電力系統運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、間歇性特征）裝機占比持續提升，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占比逐漸提升，帶動用電負荷曲線

的峰谷差率擴大。峰谷差率=（最高用電負荷一最低用電負荷）/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占比呈同向變

化關系。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于用電量增速,

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%o

選擇山東和浙江兩個典型省份開展對比分析。根據兩省統計局數據，

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占比分別達到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于山東。基于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。對于工作日，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%。對于節假日，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%o

發電側：“雙碳’目標下，新能源發電裝機占比持續提升，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

征，其占比提升，將使得電源側的平均可控性降低、波動程度提高。

圖3:我國新能源裝機變化趨勢（萬千瓦）

(-)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，用電側主要來源于負荷增長和峰谷差率加大，波動年均加大

2737萬千瓦，發電側主要來源于新能源裝機增長，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。

電力系統需要多時閭尺度調節，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，由于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，

但由于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

持續缺電，儲能放電后難以再次充電，對緩解長時缺電作用非常有限，

故對于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

（-）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系，是電力

系統運行的重要控制參數，偏離電網正常運行頻率，將影響電力設備

本身的效率，偏離較多時甚至威脅設備安全運行。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。從電力系統運行的實際情況來看，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

含調頻支持政策，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。

（-）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：一是依托傳統火

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

是新增儲能設備進行調頻。儲能調節速率快，調頻性能強，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c由

于新能源通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，所以一般采用較少，故未來儲能（特別是新型儲能）將

成為傳統電源的重要補充。

01234567891011121314151617181920212223

（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，達到更好的調頻性能指

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-，飛輪儲能優勢在于功率密度高、

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）、綠色無污染等，短板在

于能量密度低、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循環的應用場景，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征，能夠進行快速、精準的功率響

應，從技術性能來看能夠進行一次、二次調頻。但受限于循環次數,

現有的電化學儲能項目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周期較長，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，抽水蓄能利壓縮空氣儲能調頻速率低于飛

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占優，新型儲能23年具備階段性發

展優勢，抽蓄適合長時調峰

（-）關于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。光伏出力集中于正午時段。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。結合光伏典型出力系數來看，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

系數來看，風電具有反調峰特性：中午用電負荷高，而風電出力低;

晚間（特別是后半夜）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后半夜時段

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：從凈負荷視

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。基于美

國分季節預測凈負荷曲線來看，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。基于美國

分季節預測凈負荷曲線來看，約需要2小時的上調峰資源。

圖13:美國全國風電典型逐時凈出力系數

—春季—夏季—秋季—冬季年均

0.500

0.450

0.400-________

0.350

0.300_

0.250

0.200

0.150

0.100

0.050

0.000

01234567891011121314151617181920212223

（-）關于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

美國分季節預測凈負荷曲線。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，后半夜進行下調峰，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。

需求側響應一般通過電價信號引導用戶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。由于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，故后續分

析以當前最主要的調峰資源——火電和儲能為主。

由于抽水蓄能的功率/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

負荷長周期波動時，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于

低谷時段火電深度調峰+高峰時段火電頂格發電。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，二者近乎相抵，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，不同之處在于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

電僅用于頂峰發電，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，依舊表

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。

S14:光伏?季逐日和平均出力系數

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，新建火電僅用于頂峰發電）

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，

鋰電池儲能介于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

于抽水蓄能和火電靈活性改造（頂峰能力不足，新建火電僅用于頂峰

發電）），且受益于建設速度快（抽蓄建設周期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

建設潛力仍有賴于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、用戶受

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。在最有利于抽水蓄

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

300/200/100TC/kW0J,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，但更多表現為凈負荷低谷更深，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，新建火且僅

用于頂峰發電）：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。

S15:反電冬季逐日和平均出力系數

（三）關于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

在明顯的競爭關系：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

低于火電靈活性改造（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）o

鋰電池儲能需EPC單價明顯下降且循環次數明顯上升：①當火電靈

活性改造投資300元/kW時，鋰電池儲能需要達到1.57E/Wh+9000

次循環/1.4元/Wh+7500次循環/1.3元/Wh+6500次循環。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

次循環/1.2元/Wh+7500次循環。目前主流鋰電池儲能技術經濟性參

數約為1.8元/Wh+6000次循環，預計在短期內難以實現前述技術經

濟性參數；假設隨著技術進步主流鋰電池儲能的循環次數上升至

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系主要取決于電力系統頂峰

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/年介于其間。在鋰電池儲能當前1.8元,M/h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。

基于電量平衡分析，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于鋰電池儲能調峰的

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。

圖17:美國分季節預測凈負荷曲線（MW）

01234567891011121314151617181920212223

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范圍內，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

年頂峰容量冗余度分別為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年之后將明顯好轉。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年后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

（-）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數據，截至2021年底火電裝機

13.0億千瓦，占比54.6%,2021年火電發電量5.6萬億千瓦時，占

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。核電停堆換料周期一般在1年以上,

因此具備長時間保供能力。但由于核電廠址資源稀缺，因而核電尚難

以大規模發展，根據Wind數據，截至2021年底我國核電裝機5326

萬千瓦，占比僅2.2%,2021年核電發電量4075億千瓦時，占比4.9%。

預計核電將作為補充性的保供電源。

國18:火電典型調峰曲線與儲能和需求側響應調峰示意圖

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

征，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，但我國徑流式水電占

比高，并且受氣候變化影響，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，水電出力顯著低于預期，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；用可負荷低時，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

伏出力較風電易于預測，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。由于一般抽水蓄能庫容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。

（-）嚴格保供情景下，火電中長期保持年均凈增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

局部地區缺電，測算此時頂峰容量冗余度為13.0%,假設要求后續年

度達到14.0%,以此倒算火電裝機可得2022-2025年、2026-2030

年年均凈增火電裝機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年逐年凈增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年年均凈增火電裝機

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年逐年凈增5693、8359、7409、4914萬千瓦,可見

連續兩年投產8000萬千瓦需求迫切。

A17：各臭電源的保供構行

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A.MV蟲，/一代做*QC火電It夠長假停.長酎同像供

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