〃雙碳〃下的電力行業市場分析

一、源：風光穩定不足問題漸顯，火電退出或不可操之過急

(-)火電投資增速放緩，基荷電源重要性彰顯

低碳轉型疊加產能過剩，“十三五”期間傳統火電投資顯著下滑。

2014-2015年常規火電項目審批權逐步從國家能源局、國家發改委及

國家環保部陸續下發至各省級機構，火電項目獲得批復數量大幅提升。

隨著大批燃煤電廠獲準開工，“十三五”開局火電產能逐漸過剩。同時

在能耗雙控、風光平價上網和雙碳目標等政策因素的影響下，“十三

五”風光發展較快，火電建設的重要性似乎有所“淡化”，火電投資增速

相對停滯。燃煤電廠的建設周期一般為2年，“十三五”期間火電行業

投資疲軟導致近年來火電裝機增速不斷下滑。2022年，我國各類電

源新增裝機量為1.86億千瓦，其中火電新增裝機僅占比18.8%；2022

年各類電源裝機同比增速為8%,全社會電力消費量同比增速為4%,

而火電裝機同比增速僅為3%,火電在整體電源結構占比不斷下滑，

對社會用電需求的支撐作用亦有所減弱。

然而，近年迎峰度夏限電事件或昭示火電在電力系統的地位不可或缺。

火電具有穩定可靠的優勢，是電力保供的重要“壓艙石”。近些年來火

電裝機增速低于全社會用電增速，風光在電源結構中占比不斷提升。

然而風光出力波動性較大，難以提供足夠的可控電量，在用電負荷大

幅提升的情況下，火電投資乏力的問題逐步顯現。2021-2022年迎峰

度夏期間，受高溫、降水量不足等因素影響，我國多地出現了缺電現

象。尤其在2022年，高溫疊加四川來水偏枯，迎峰度夏期間水電出

力不足，火電需求大幅提升，多地啟動有序用電措施。值得一提的是，

2022年迎峰度夏期間，統調電廠的煤炭庫存均位于20天以上，或說

明在用電負荷大幅提升、水風光等可控性較差的電源出力不濟的情況

下，2022年限電更多受火電出力能力的制約。限電事件頻發或彰顯

火電在電力系統中的重要地位，能源結構轉型的同時，基荷電源的合

理規劃仍不可忽視。

圖表22006-2022年各類電源新增裝機量

25,000

萬千瓦

20.000-

15.000-

■火電■水電?核電風電太陽能發電

火電保供角色被重新審視，建設投資再次升溫。近兩年，火電在電力

保供中的作用被重新加以重視。2021下半年以來，火電基木建設投

資增速再次回升。同年12月，中央經濟工作會議指出，“實現碳達峰

碳中和是推動高質量發展的內在要求，要堅定不移推進，但不可能畢

其功于一役?傳統能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基

礎上”。2022年迎峰度夏期間再度上演限電事件后，9月國家發改委

提出2022-2023年火電將新開工1.65億二瓦，進一步凸顯了火電在

電力體系的重要地位及國家保障電力安全穩定供應的決心。

火電機組有一定建設周期，當前利用小時數仍在相對高位。火電機組

平均建設周期約為2年，2021年初火電建設投資增速回升帶來的裝

機增量目前已有所兌現。然而，我們觀察到當前火電發電設備平均利

用小時數仍位于相對高位。我們認為，火電利用小時數高企可能與上

半年水電出力不濟有關，同時防疫政策優化帶動全社會用電需求提升

（2023上半年全社會用電量同比增速達5%）或亦有催化。

當前厄爾尼諾形成概率較大，或致未來幾年出現高溫風險。據世界氣

象組織預測，今年5-7月全球有60%的概率出現厄爾尼諾現象，6-8

月這一比例將增加至70%,7-9月將增加至80%。而厄爾尼諾現象

是東太平洋海水每隔數年就會異常升溫的現象，或將會推動全球氣溫

提升。此外，厄爾尼諾現象對全球氣溫的影響通常在其出現后一年內

最為明顯，即未來一年氣溫或有較大概率高于往年。若出現高溫極端

天氣，考慮到水風光等新能源出力可控性較差，電力供需或仍有偏緊

風險。

（二）兼具保供及調峰雙重作用，靈活性改造或為火電當前發展方向

火電是當前電網調峰重要手段，靈活性較低造成其調峰能力掣時.由

于“富煤貧油少氣”的資源特點，長期以來火電作為基荷電源支撐我國

電力系統正常運轉。當前儲能技術尚未完善，儲能成本仍有較大下降

空間，面對風光裝機的飛速發展，火電將是電力系統調節的主要手段。

我國火電機組雖具有容量大的優勢，但調節范圍有限且啟動時間長,

靈活性較低或形成新能源消納的掣肘。根據中國電力圓桌課題組研究

數據，以深度調峰為例，我國純凝氣式機組最小穩定出力通常為額定

功率的50%,熱電聯產機組供熱工況下僅為額定功率的80%；而國

際先進機組最小穩定出力可達到額定功率的20%,熱電聯產機組供

熱工況下可達到額定功率的40%o

圖表9我國柒電機組調節能力和國際先進機組對比

靈活性參數單位我國煤電巳建機蛆國際先進水平巳電機組

最小出力%Pn50(80)20(40)

代坡速率%Pn/min1-24-5

熱態啟動時間h3-51.5-2.5

冷態啟動時間h109.1

火電靈活性改造技術較為成熟，火電改造或為當前發展方向。根據中

電聯發布的《煤電機組靈活性運行政策研究》數據顯示，截至2019

年年底我國在運煤電機組一般最小出力為50%?60%,冬季供熱期

僅能低至75%?85%,而經過靈活性改造的試點純凝機組最小技術

出力可低至30%?35%額定容量，部分機組最低可至20%?25%,

達到國際先進水平。熱電聯產機組靈活性改造手段較為豐富，主要通

過改進熱水蓄熱調峰技術，固體電蓄熱鍋爐調峰技術，電極鍋爐調峰

技術等，試點機組在靈活性改造后最小技術出力可達到40%?50%

額定容量，且能夠達到環保要求。

二、網：風光消納問題仍存，電網建設有待提速

(-)風光并網規模較大，而電網投資相對滯后

風光的大量并網對電力系統的消納能力提出了更高的挑戰，一方面源

于發電與用電在時間上的錯配。從日內電力平衡角度來看，光伏出力

高峰時段在中午，夜間沒有出力，因此在早晚用電高峰期間，光伏發

電支撐能力有限；而風電主要在傍晚及夜間出力，白天出力相對較少。

從月度電力平衡角度來看，華北、東北及西北等地用電高峰為夏冬兩

季，而春夏為風電出力高峰，夏秋為光伏出力高峰，風光出力的季節

性雖在一定程度上有所互補，但月度電量分布和負荷需求仍存在不匹

配的問題。

另一方面消納問題來自我國產用電的反地域特征。我國發電端和負荷

端在地域分布上亦具有不均衡的特點。西北及西南地區風光和水電資

源豐富，電力需求相對較小，具有一定的用電裕度；而華北、華東及

華南地區用電需求較大，是用電缺口的主要集中地，因此我國的電力

流轉總體呈西電東送的特點。為利用好我國的風光清潔資源，推進能

源低碳環保轉型，2021年起，我國政府提出并積極推進風光大基地

建設，以沙漠、戈壁和荒漠地區為重點，先后出臺了多批風電、光伏

基地建設項目清單，其中第1批風光大基地項目總體建設規模為

97.05GW,截至2023年1季度己全部開工，部分建成投產。2022

年初國家發展改革委、國家能源局發布《以沙漠、戈壁、荒漠地區為

重點的大型風電光伏基地規劃布局方案》c該方案以庫布齊、烏蘭布

和、騰格里、巴丹吉林等沙漠及戈壁地區為重點，綜合考慮采煤沉陷

區，規劃建設總規模約455GW的大型風電光伏基地，其中“十匹五”

時期規劃總裝機約200GW,包括外送150GW、自用50GW；“十五

五”時期規劃總裝機約255GW,包括外送165GW、本地自用90GW。

風光大基地項目多位于用電裕度較大的西部地區，對電力系統的消納

能力提出更高的要求，尤其是第2批風光大基地項目規劃了315GW

的外送規模，加大了電網的外送壓力。

當前我國總體風光利用率尚可，但部分省份存在明顯棄風或棄光問題。

根據全國新能源消納檢測預警中心數據，2022年我國風電利用率為

96.8%,光伏利用率為98.3%,整體的風光利用率雖保持在較高的水

平，但諸如內蒙古、青海、甘肅等風電大省仍存在明顯的棄風及棄光

問題，部分地區風電/光伏利用率僅有90%的水平。隨著風光大基地

項目的新增裝機在未來幾年逐漸兌現，上述地區棄風棄光問題或將日

益凸顯。

近些年來電網建設滯后于電源建設，或對風光消納能力形成制約。

2019年以來，風光裝機需求加大帶動電源基本建設投資額快速增長,

而與新能源消納相關的電網基建投資卻有所停滯。“十四五”期間，國

家電網規劃投資2.4萬億元，南方電網規劃投資0.67萬億元，相較

于“十三五”期間電網建設投資同比增速約為19%,而“十三五”電網建

設投資額相較于“十二五”期間同比增速接近30%。相較于風光投資的

高增速，電網建設投資節奏相對緩慢。

（二）電網建設或將提速，特高壓及配電網投資有待加強

新型電力系統之下，電網建設有待提速。我們認為當前電網投資有以

下2條主線：1）加強特高壓投資以提高西部地區風光發電外送能力；

2）加強配電網（尤其是農網）投資改善風光并網消納問題。投資主

線1：特高壓建設或是解決西北風光消納問題的重要途徑。特高壓輸

電是指交流1000千伏、直流±800千伏及以上的輸電技術。相較于

傳統高壓傳輸，特高壓輸電具有輸送容量大、覆蓋范圍廣、輸送距離

遠、線路損耗低等特性，更能支撐跨區輸電需求加大下的供電壓力。

“十三五”期間我國特高壓直流投資額達到2463億元，特高壓交流投

資額接近1000億元。據國家電網公司規劃，“十四五”期間特高壓交

直流總投資預計達3002億元，新增特高壓直流線路1.72萬公里，

新增特高壓交流線路1.26萬公里。伴隨風光基地建成后清潔能源消

納需求大幅提升，預計十四五期間我國特高壓建設投資將保持穩健。

穩健的特高壓建設有望帶動配套產'業投資機會。據賽迪顧問整理，特

高壓直流線路一般由“點對點'單向傳輸的換流站構成，通過特高壓線

纜和鐵塔完成換流站間輸送線路建設，發電側產生的交流電會通過換

流閥形成直流電輸送，而接收端直流電經逆變器變為交流電。除特高

壓線纜和鐵塔外，特高壓工程涉及的核心設備基本已實現自主生產,

其中換流變壓器、換流閥、GIS組合電器設備等在特高壓直流核心設

備中投資占比較高。特高壓交流是由多個變電站點構成，輸送線路多

為雙回路雙向傳輸，和直流線路相同，也是通過特高壓架空線路及鐵

塔完成變電站點間線路架設。但特高壓交流不涉及環流，僅需變壓器

升壓，特高壓交流核心設備中投資占比較高的部分為GIS組合電器

設備、變壓器和電抗器。在新型電力系統建設過程中，隨著西電東送

需求的提升，特高壓配套設施市場需求或將保持顯著。賽迪顧問預測,

2025年，中國特高壓產業與其帶動產業整體投資規模將達5870億

元，相較于2020年復合增速將達13.2%。

投資主線2：加強配電網（尤其是農網）建設改善風光并網消納問題。

配電網指從輸電網或地區發電廠接受電能，通過配電設施就地分配或

按電壓逐級分配給各類用戶的電力網，由架空線路、電纜、桿塔、配

電變壓器、隔離開關、無功補償器等設施組成，在電網中起到電能的

分配作用。隨著風光分布式電源大量接入配電網絡，系統波動性及不

穩定性加大，節點電壓、電能質量等物理特性將發生一定程度的改變。

尤其是農村配電網絡，由原有放射狀無源網變為具有大量分布式電源

的有源網，一方面區域負荷和風光出力特性不匹配造成消納困難，導

致農村電網需提升或新增變電容量；另一方面分布式電源的大量接入

可能導致電能質量下降、諧波污染加劇等問題，并影響配電自動化和

繼電保護動作可能造成電網事故風險。“十四五”期間，我國對農村電

網戶均配變容量、供電可靠率等指標提出了更高的要求，變壓器的擴

容或為當前配電網投資的方向之一。

另一方面，風光并網消納致電網承載壓力加大，或對電網智能化轉型

形成催化。分布式電源大量接入配電網絡后，電力系統波動及不穩定

性加大，節點電壓、電能質量及潮流分布的變化帶動配電網監測控制

需求提升，從而對電網智能化轉型形成催化。配電網智能化即對配電

網進行各種狀態下的監測控制，利用電力生產及服務過程中產生的大

量信息，對電網實施智能化管理，維系電力系統的安全穩定。在配電

網智能化建設的過程中，一二次融合裝備將改變傳統配電網DTU、

FTU、TTU等設備的形態和功能。根據國家電網發布的《國家電網智

能化規劃總報告》，“十三五”末我國電網投資中配電智能化投資占智

能化投資比重達26%,占電網總投資比重占3.3%,且總體呈上升趨

勢。“十四五”期間，在電網投資力度加大及風光并網對電網智能化轉

型催化因素的影響下，配電網智能化轉型空間廣闊。

三、荷：用電需求波動加劇，需求側響應或待完善

(-)用電側波動加大，系統靈活性需求提升

三產/城鄉居民生活用電占比持續提升，負荷在時間尺度的波動性或

不斷擴大。隨著經濟社會的不斷發展，消費及服務業在社會生活中扮

演的角色愈加重要，第三產業和城鄉居民生活用電在全社會用電結構

的占比逐年提升。相較于工業用電，第三產業及城鄉居民生活用電在

時間尺度上具有更強的波動性，一方面夜間用電需求較低、早晚高峰

用電需求明顯，這導致日內尺度峰谷差擴大；另一方面夏季制冷和冬

季取暖需求明顯，這導致用電負荷在季節尺度波動性加大。

圖表27全社會用電結構及三產/城鄉居民生活用電占比

100,000

億F瓦時

80,000

60.000

40.000

20.000

20102011201220132014201$2016201720182019202020212022

一戶如用電量二產業用電量

I第三產支用電量域多藤艮支沿用電量

第三產業及域多居民生活用電占比（右）

電氣化的發展亦可能造成負荷“峰值更高”的問題。在碳達峰碳中和的

推進過程中，我國電氣化發展水平不斷提高，電能在終端能源消費占

比持續擴大。電氣化的發展在推動能源清潔低碳轉型的同時，也可能

導致用戶側負荷波動加劇這一問題。以電動汽車為例，作為交通部門

重要的電氣化手段，電動汽車集中充電時刻為19：00-21：00,這也

是電力系統用電的晚高峰時期，電動汽車滲透率的提升可能進一步拉

高電力系統用電需求的峰侑，導致電網負荷波動加劇。

負荷波動加劇對電力系統靈活性要求提升，而當前靈活性提升或面臨

機制和資源的雙重問題。在機制方面，我國現貨市場和輔助服務市場

尚未全面鋪開，且相關制度及定價機制不夠成熟，電力終端用戶無法

及時根據價格信號調節需求，負荷側的靈活性無法充分發揮作用。在

資源方面，我國現有煤電機組調節范圍有限、啟動時間長且速率較慢,

大規模靈活性改造尚需時間，而其他儲能技術規模較小或仍處于發展

的早期階段，尚無法滿足大范圍調峰調頻的需求。

（-）需求響應可調動荷端靈活性，響應策略日益豐富

電網靈活性提升需要挖掘需求側廣闊的負荷資源。需求側管理將用電

負荷作為一種可調節資源，通過負荷的轉移或節約，幫助電力系統消

納。需求側工業負荷基數較大，緩解電網與工業企業的用電矛盾，將

大幅度降低電力系統的調峰壓力。而居民負荷由于隨機性較強且空間

分布過十分散，且缺少完整的實時電價清算機制，可實現的需求側響

應負載相對有限。需求響應利用價格或補貼手段引導用電端參與電力

調節。隨著電力系統的改革和電力市場化的不斷推進，對需求側資源

的調度也從以有序用電為主的行政管理模式，轉變為以需求響應為特

征的市場調節機制。依靠經濟機制而非強制性手段，需求響應通過分

時電價等價格信號或激勵補貼，改變用戶固有的習慣用電模式，用戶

主動完成錯峰、避峰，實現電力系統從“源隨荷變”到“源荷互動”轉變。

簡單來說，就是用戶通過主動減少或增加用電負荷，既能獲得經濟效

益，又能提升電網可再生能源消納水平和電力系統平衡能力。依照用

戶不同響應方式可將需求響應分為價格型需求響應和激勵型需求響

應。

價格型需求響應主要基于用戶的自主選擇。行政部門通過合理制定電

價，引導用電端根據動態電價水平調整不同時段電力需求，從而實現

電力系統的供需平衡。根據電力市場不同發展階段，價格型需求響應

可分為尖峰電價、分時電價和實時電價三類。實時電價建立在高度發

展的電力現貨市場的基礎上，每小時或更短時間內就會更新一次電價,

用戶通過安裝電價監測與反應設備，對電價調整做出實時反應。由于

人工監測的成本過高，實時電價模式的推進還依賴于人工智能、智能

儀表的發展，目前旌以充分發揮價格信號的調節作用。分時電價基礎

上附加尖峰電價是目前我國應用最廣的機制。我國電力市場建設正處

于從初級到過渡階段轉變的時期，電價機制需要考慮現實技術可行性

和經濟合理性。尖峰電價根據各地前兩年電力系統最高負荷95%及

以上用電負荷出現的時段，選取一天內幾小時或一個月內幾天的用電

高峰期設置高額電價，指導用戶在高峰期減少用電需求。分時電價變

動的頻率低于實時電價，通過將一天24小時按照負荷曲線的高峰低

谷分為峰、平、谷三種時段，鼓勵用戶多用低價谷電、避免高峰高價

用電，以達到削峰填谷的目的。

激勵型需求響應種類豐富，用戶可獲得直接經濟效益。激勵型需求響

應是指為避免電力系統發生緊急狀況，電力部門對電力用戶負荷進行

直接或間接的控制，并對參與響應的用戶給予可觀的補償，主要包括

直接負荷控制、可中斷負荷控制、緊急需求響應、需求側競價等c參

與激勵型需求響應的用戶需要同電力部門簽訂系統高峰時期配合調

整負荷的合同，并在其中明確參與響應的用戶降低的負荷與經濟激勵

之間的量化公式，以及用戶沒有承擔合同中相應調峰義務對項R實施

的賠償等。

在傳統需求側管理的基礎上，虛擬電廠及微電網的發展或可實現需求

側靈活性的有效挖掘。虛擬電廠可以整合不同空間的分布式電源、儲

能電池和電動汽車等資源，進行統一管理和調度，為系統提供調峰及

消納等功能。以電動汽車車網協同技術為例，電動汽車兼具充放電特

性，具有調節負荷及儲能的潛能。電動汽車車網協同發展包括有序充

電和車網互動兩種模式。在有序充電時，電動汽車在負荷低谷時段充

電，起到平滑負荷波動的作用；在車網互動時，電動汽車可以在峰時

放電、谷時充電，起到儲能的作用。微電網是指由分布式電源、儲能

裝置、能量轉換裝置、相關負荷和監控、保護裝置匯集而成的小型發

配電系統。在止常運行時，微電網可提高系統靈活性；在出現問題時，

微電網能以供電的方式提升系統的抗風險能力。并網后，微電網可作

為小型智能電荷快速響應，為電力系統提供短時間內的靈活性。

四、儲：儲能調節手段多樣，長期發展前景廣闊

儲能即能量的存儲，按照能量的轉化機制不同，可分為機械儲能（抽

水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能）、電化學儲能（鋰離子電池、鉛蓄

電池、鈉硫電池和液流電池等）和電磁儲能（超級電容器、超導儲能）。

各類儲能技術具有不同的性能特點。綜合來看，抽水蓄能是目前應用

最為成熟的儲能技術，具有規模大、壽命長、安全性高、經濟性明顯

的優勢；電化學儲能已進入商業化階段，發展速度快，反應靈活一;壓

縮空氣雖然技術成熟，但轉換效率低；電磁儲能仍處于開發階段，具

有一定的發展潛力。現階段來看，抽水蓄能和電化學儲能是電源側儲

能的主要路徑。

抽水蓄能是以水為儲能介質的儲能技術，通過電能與勢能的相互轉化,

實現電能的儲存。抽水蓄能電站主要是利用電力系統過剩的電力將水

從地勢低的下水庫抽到地勢高的上水庫儲存，在電力系統電力不足時

放水回流到下水庫推動水輪機發電機發電。抽水蓄能電站具有技術成

熟、壽命長、規模大、啟停迅速的優勢，是當前應用最為廣泛的儲能

技術。同時，抽水蓄能也有一定不足：1）電站選址難，抽水蓄能電

站要求上下水庫的距離較近，且有一定的高度差，十分依賴地理條件。

2）建設周期長，初期投資大，投資回報周期通常30年以上。

電化學儲能以化學元素為介質，將電能轉化成化學能儲存起來，在需

要的時候，再通過化學反應將化學能轉換為電能使用。當前比較常見

的電化學儲能技術有鋰離子電池、鈉硫電池、鉛蓄電池和液流電池,

鋰離子電池是目前電化學儲能最可行的技術路線。鋰離子電池能量密

度相對較高、續航能力強，尤其是磷酸鐵鋰離子電池表現更為突出，

相較于效率低的液流電池，優勢明顯；鋰離子電池循環壽命長，是鉛

酸電池平均使用壽命的三倍以上；鋰離子電池工作溫度范圍寬，較環

境溫度要求高的液流電池更適宜不同環境的儲能場景。此外，鋰離子

電池清潔無污染，不含鉛、汞等有毒物質，不會造成環境污染。綜合

來看，鋰離子電池相比其他電化學儲能技術表現更好，更適合在不同

儲能場景的大規模應用。

從收入端來看，儲能的盈利模式尚不成熟，在現有商業模式背景下,

儲能主要依附于電力系統間接獲得盈利，如減少風光棄電量、參與調

峰調頻等電力輔助服務、利用峰谷電價差套利等。在收入不明確的背

景下，成木成為促進儲能產業發展的最重要參數。儲能成木也成為了

儲能技術經濟性研究的重要一環。從成本端來看，我們可以利用平準

化度電成本（LCOE）來衡量儲能電站的經濟成本。儲能電站的度電

成本由全壽命周期成本（投資成本和運維成本）和電站年發電量共同

決定。而電站發電量為儲能電站裝機容量、利用小時數、轉換效率的

乘積。

圖表33儲能電站度電成本公式

初始投資運維成本

依據《基于全壽命周期成本的儲能成本分析》中的測算，假定以目前

較為成熟的抽水蓄能電站為基準，儲能裝機按1200MW,儲能時長

按6小時；計算中電池使用壽命按儲能放電深度80%情況下，一年

循環300次，液流電池循環次數12000次，以20年計算。我們可以

利用各種儲能電站參數和成本數據測算得到抽水蓄能及電化學儲能

電站在不同利用小時數下的年發電量和度電成本。

抽水蓄能經濟性最優，其次是鋰電子電池。抽水蓄能度電成本顯著低

于電化學儲能度電成本，其中電化學儲能技術中，鋰離子電池、液流

電池、鈉硫電池、鉛酸電池度電成本依次增長。若電站儲能利用小時

數實現1000h,抽水蓄能電站度電成本僅需0.93元/kWh,不足鋰離

子電池度電成本的一半。隨著利用小時數的提高，電化學儲能降本空

間巨大。總體來看，抽水蓄能電站的經濟性優勢突出，當前在儲能市

場裝機占比最高。技術和利用小時數的改善有望推進電化學儲能實現

經濟效益，鋰電子電池將是接棒抽水蓄能電站的有力候補。

政策疊加技術驅動，電化學儲能有望迎來快速增長。2021年7月，

國家發改委和國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意

見》,意見明確指出到2025年國內新型儲能裝機總規模達30GW以

上。據CNESA數據，截至2022年底，全國已有24個省市明確了“十

四五”新型儲能建設目標，規模總計64.85GW；10個省市先后發布

了新型儲能示范項目清單，規模總計22.2GW,大部分項目將在1?2

年內完工并網。此外，2021年10月，國家能源局發布《電化學儲能

電站并網調度協議（示范文本）（征求意見稿）》，電化學儲能或將

納入輸配電價，價格機制的理順將為電化學儲能的發展提供有力支撐。

與此同時，電化學儲能的內生技術驅動將打通電池的降本增效空間，

進而推動電化學儲能裝機的規模性增長。據CNESA全球儲能項目庫

的不完全統計，截至2022年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機

規模達59.8GW,其中新型儲能累計裝機規模達到13.1GW,功率規

模年增長率達128%。此外，CNESA預測即使在保守情況下，未來

5年我國新型儲能累計投運裝機規模復合增速可達49.30%,在理想

情況下增速可達到60.29%o

五、電力系統遠景該如何描繪？

關于電力系統未來發展遠景，我國將持續深化全國統一電力市場體系

建設，提升電力系統穩定性和調節互濟能力。同時，風光的大規模并

網將導致消納問題和系統裕度問題更加凸顯，現貨市場及輔助服務市

場需持續完善以提高系統靈活性，容量市場亦有待加強以保障系統充

裕度。隨著越來越多的手段被應用在系統靈活性的調節過程中，電力

系統的參與主體將更加豐富，我國應建立合理的市場機制推動多市場

主體的協調互補、緊密銜接。此外，電力價格機制有待理順，綠電、

綠證等清潔能源市場化機制有待完善，以更好支撐電力系統綠色、低

碳轉型發展。

1、深化建設全國統一電力市場體系

2021年，中央全面深化改革委員會第二十二次會議審議通過了《關

于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》。此后，國家能源局

多次提及建設全國統一電力市場體系的目標。全國統一電力市場體系

是指在時間和空間層面，建立全周期覆蓋、多時序運營的跨省跨區、

省（市、區）和區域緊密配合、有序銜接、規范運行、協調發展、高

效運作的市場體系，實現統一市場框架、統一核心規則、統一運營平

臺、統一服務標準。

全國統一電力市場體系或需完善省/區域電力市場建設并加大跨省跨

區電力市場建設。當前省/區域電力市場相關體系制度仍有完善空間,

跨省跨區電力市場交易規模占比較小，相關市場壁壘一定程度阻礙新

能源發電的消納。在省/區域電力市場建設層面，一方面要充分發揮

中長期“壓艙石”作用，積極引導市場主體足額、高比例簽訂中長期合

同，另一方面要擴大現貨市場范圍，將需求側響應、虛擬電廠等納入

電力市場主體。同時要推動能量市場和輔助服務市場、容量市場等銜

接，省/區域市場和跨省區市場銜接等。在踏省跨區電力市場建設層

面，一方面需建立清潔能源跨省區優先消納機制，擴大市場化交易規

模，另一方面要完善跨省跨區電力市場相關機制，如開展中長期交易

分時段電力曲線交易，縮短交易周期，增加交易頻次，優化分配輸電

通道資源，建立跨省區輔助服務共享機制或交易機制等。

2、輔助服務及容量市場相關機制或進一步完善

風光的大規模裝機帶來的消納問題要求電力系統具備更高的靈活性，

輔助服務市場是提高系統靈活性的重要手段，容量市場是在風光不穩

定性的背景下供電裕度的重要保障。輔助服務本質是為電力系統提供

靈活性，當前發展方向是品種創新和費用分攤機制理順。當前我國主

要輔助服務品種包括調頻和備用，調頻指電力系統頻率偏離目標頻率

時，并網主體通過調速系統、自動功率控制等方式調整有功出力減少

頻率偏差提供的服務；備用則是針對系統出力的波動性，利用備用的

可控機組保障系統短期供電充裕性。我們認為隨著新能源裝機的提升,

系統轉動慣量水平或有下降的趨勢，我國可以探索轉動慣量、靈活爬

坡等新型輔助服務交易品種。其次，我們認為輔助服務費用分攤機制

有待進一步完善，理想的機制或需引導輔助服務費用向用戶側疏導。

當前部分地區輔助服務市場仍是發電側的零和博弈，賣方通過競價提

供服務，部分機組得到補償，部分機組分攤成本。輔助服務本質是調

節負荷波動性對系統造成的干擾，理應向用戶側疏導。

容量市場的木質是保障電力系統的長期充峪性，有效的機制應滿足傳

統機組對收益的合理預期。長期來看，新能源裝機的大幅提升或對傳

統機組形成量及收益率上的雙重沖擊。一方面，用電需求或被占比越

來越高的新能源機組滿足；另一方面，新能源發電的邊際成本較低，

能量市場價格存下降趨勢，傳統機組邊際成本相對較高，新能源大量

裝機可能導致傳統機組收益率下滑。而諸如火電之類傳統機組可控性

較高，當前階段對維持系統裕度必不可少，因此有效的容量補償及容

量市場機制是促進傳統機組投資，維持系統裕度的有效手段。當前我

國容量補償機制尚未完全鋪開，僅在山東、云南等少數省份運行，運

行方式一般為自用戶側收取一定容量電費，按月綜合考慮發電機組類

型、投產年限、可用狀態等因素，給予各類機組容量補償。未來容量

補償機制或全面推開，以使傳統機組在容量市場獲得相應的公允收益,

同時應以市場化機制評估負荷側有效容量，調節容量價格，引導發電

企'也投資及運營。

3、電力系統參與主體或更加多元化

儲能、虛擬電廠等靈活性資源或更多參與電力市場交易。風光裝機的

增長將導致系統波動性加大，電力系統對儲能、虛擬電廠等靈活性資

源的要求