一、新型电力系统需要多维度灵活性资源配置

（一）新型电力系统运行需要大量灵活性资源

电力系统运行需要实时平衡。新型电力系统下，负荷曲线峰谷差率扩大叠加新 能源占比提升，使得负荷侧和电源侧波动同时加大，因而对灵活性资源的需求快速 增加。电力系统运行需要满足下述等式：新能源发电机组出力+灵活性资源出力=用 电负荷。经济发展带动用电负荷曲线峰谷差率加大，“双碳”目标下新能源发电（出 力具有随机性、波动性、间歇性特征）装机占比持续提升，电源侧波动加大，因此需 要大量灵活性资源，以实现系统平衡。 负荷侧：经济高质量发展背景下，第三产业和城乡居民生活用电占比逐渐提升， 带动用电负荷曲线的峰谷差率扩大。 峰谷差率=（x高用电负荷 — x低用电负荷）/ x高用电负荷。

一般而言，经济发展水平与第三产业和居民生活用电量占比呈同向变化关系。 我国用电负荷曲线的峰谷差率持续扩大。根据国网能源研究院对“十四五”的分析， 国网经营区x大负荷增速将高于用电量增速，预测 2025 年x大日峰谷差达到 4 亿 千瓦，x大日峰谷差率增至 35%。 选择山东和浙江两个典型省份开展对比分析。根据两省统计局数据，2020 年山 东、浙江省人均 GDP 分别为 72151 元、100738 元，同年浙江省第三产业、城乡居 民生活用电量占比分别达到 15.1%、14.2%，较山东高出 4.6、3.7 个百分点，显示 浙江省经济发展水平相对较高。

从日典型负荷曲线来看，浙江省峰谷差率明显大于山东。基于 2020 年 10 月国 家发改委、XXX能源局披露的各省电网典型电力负荷曲线进行对比分析。对于工 作日，山东x高、x低负荷约为 7200 万千瓦、5800 万千瓦，峰谷差率 19.4%；浙 江x高、x低负荷约为 7900 万千瓦、5200 万千瓦，峰谷差率 34.2%。对于节假日， 山东x高、x低负荷约为 6000 万千瓦、5000 万千瓦，峰谷差率 16.7%；浙江x高、 x低负荷约为 4200 万千瓦、3200 万千瓦，峰谷差率 23.8%。发电侧：“双碳”目标下，新能源发电装机占比持续提升，导致电源侧的波动 性持续加大。新能源发电出力具有随机性、波动性、间歇性特征，其占比提升，将使 得电源侧的平均可控性降低、波动程度提高。

（二）适应新型电力系统发展，灵活性资源需要多维度配置

用电负荷曲线的波动幅度增速有限且有迹可循，发电侧新能源出力波动幅度快 速增长且不确定性高，故灵活性资源配置以适应新能源出力波动为主。分别对用电 侧和发电侧波动幅度进行估算，在一定假设条件下，用电侧主要来源于负荷增长和 峰谷差率加大，波动年均加大 2737 万千瓦，发电侧主要来源于新能源装机增长，保 守估计年均加大 4000 万千瓦。

适应新能源出力波动，需要从调频、调峰、备用多时间尺度配置灵活性资源。 电力系统调节以有功调节为主，无功调节为辅；有功调节中，又以调频、调峰、备用 为主。直观地看，调频主要调节新能源出力过程中秒至分钟的“毛刺”；调峰主 要调节小时的新能源出力大幅变化；备用可进一步分为热备用和冷备用，热备用 主要应对日内新能源出力超预期不足问题，冷备用主要应对日以上别的可再生能 源持续低出力问题。

电力系统需要多时间尺度调节，各类灵活性资源具有不同的技术特性，故适应 新型电力系统发展需要对灵活性资源进行多维度配置。调频、调峰、备用的时间尺 度依次提升。火电是电力系统的“压舱石”，是调频、调峰、备用的主体，由于近年 来新能源快速发展，调频速率和折返次数提高，调峰深度加大，导致火电在调频调 峰方面压力提升。电化学储能和抽水蓄能具有较强的调频调峰能力，是火电的有益 补充，但由于电化学储能一般配置 2-4 小时、抽水蓄能库容 8 小时左右，故难以满 足日以上别备用需求。需求侧响应依托用户侧资源参与电力系统调节，调节速率 相对有限，将主要满足部分调峰和备用需求。氢能主要通过电解水制氢和氢燃料电 池参与电力系统调节，若能够实现氢能长时间低成本的制备和存储，则氢能能够广 泛满足调频、调峰、备用需求。

各类灵活性资源既具有互补效应又存在替代效应。在调频方面，先前以火电为 主，目前单纯依靠火电调频已愈发吃力，需要电化学储能和抽水蓄能提供支持。近 年来火储联调项目快速增加，正体现了上述变化趋势。在调峰方面，火电（进行灵活 性改造）、抽水蓄能、电化学储能、需求侧响应均可实现，以哪种方式为主将取决于 其调峰的经济性。在备用方面，在氢能商业化之前，仍将主要依靠火电支撑。今年 8 月四川来水偏枯，水电出力数周均维持在较低水平，区域电力系统持续缺电，储能 放电后难以再次充电，对缓解长时缺电作用非常有限，故对于可再生能源长时出力 不足情景，仍需以火电为主进行应急保供。

（三）灵活性资源建设即将进入快速发展期

电力保供和新能源消纳压力同步加大，亟待加强灵活性资源建设。灵活性资源 不足，一方面将导致用电高峰时发电能力不足，产生供电缺口，另一方面又将导致 新能源大发时消纳能力不足，出现弃风弃光等问题。近两年，我国缺电问题和新能 源消纳问题频繁出现西部（甘肃等）、东部（山东等）的新能源开发较多省份已出 现明显的消纳率下降趋势，四川、广东、浙江等地区在夏季和冬季用电高峰出现缺 电问题，显示出加快灵活性资源建设已刻不容缓。

灵活性资源建设有望多维度推进，进入快速发展期。结合上一节分析来看，适 应新型电力系统发展，灵活性资源需要多维度配置，目前主要的四种灵活性资源— —火电（进行灵活性改造）、抽水蓄能、电化学储能、需求侧响应技术经济特性各有 不同，既具有互补效应又存在替代效应。在当前电力系统调节能力不足、灵活性资 源紧缺背景下，电力系统建设重点有望从单纯的新能源发电装机建设转向新能源发 电和灵活性资源同步建设，灵活性资源发展有望提速。

二、调频：传统电源能力不足，新型储能渐成刚需

（一）新能源快速发展造成系统调频能力不足

电力系统的频率反映了发电有功功率和负荷之间的平衡关系，是电力系统运行 的重要控制参数，偏离电网正常运行频率，将影响电力设备本身的效率，偏离较多 时甚至威胁设备安全运行。 新能源快速发展，调频需求明显上升。直观而言，调频主要调节新能源出力过 程中秒至分钟的“毛刺”，新能源装机持续增长，“毛刺”也将持续加大，带来 更多调频需求。从电力系统运行的实际情况来看，亦呈现出上述变化趋势。山西近 年来新能源装机快速，调频压力明显上升，已积出台调频支持政策，引导调频资 源建设：2022 年 5 月，山西能监办印发《山西电力一次调频市场交易实施细则（试 行）》，提出市场主体须履行基本一次调频义务，基本义务以外的一次调频能力可参 与一次调频市场交易，获得补偿。

（二）传统电源外新型储能将成为调频的重要补充

应对新能源带来的调频问题，主要有三类技术手段：一是依托传统火电、常规 水电机组进行调频。传统电网中，火电和常规水电机组作为主要的调频电源，根据 系统频率变化不断改变机组出力，维持电网频率稳定。二是新能源发电机组自身建 立调频能力。新能源机组具备二次调频（AGC）能力，但要实现一次调频，需要预 留有功备用；三是新增储能设备进行调频。储能调节速率快，调频性能强，x能够 适应新能源调频需求。特别是新型储能，能够快速响应、精确跟踪、双向调节，较抽 水蓄能技术性能更强。 我国电源装机以火电为主，特别是北方地区，新能源集中建设，水电机组少，调 频资源更加稀缺。由于新能源通过预留有功备用的方式实现一次调频，将降低机组 发电量，经济性较差，所以一般采用较少，故未来储能（特别是新型储能）将成为传 统电源的重要补充。

（三）电化学储能x具潜力

在各类储能中，电化学储能组成混合式储能系统，可发挥各自的优势，充分契 合新能源带来的一次、二次调频需求，达到更好的调频性能指标，x具发展潜力。 飞轮储能是典型的短时高频储能技术。根据《飞轮储能技术及其应用场景探讨》 分析，飞轮储能优势在于功率密度高、不受充放电次数的限制（寿命可达 20 年以 上，充放电次数达 200 万次以上）、高放电倍率（可达 200C 以上）、绿色无污染 等，短板在于能量密度低、满功率放电时间较短等。因此，飞轮储能天然适合短时间 内频繁进行充放电循环的应用场景，非常适合一次调频。目前飞轮储能初始投资价 格在 5000 元/kW 左右，仍需加强降本。

电化学储能兼具功率型和能量型特征，能够进行快速、精准的功率响应，从技 术性能来看能够进行一次、二次调频。但受限于循环次数，现有的电化学储能项目 大多仅响应二次调频（AGC），而不响应一次调频（需要高频充放电）。 抽水蓄能和压缩空气储能，从建设角度看，其机组容量大但建设受到地质条件 约束且周期较长，预计未来将根据规划进展稳步推进，而飞轮储能和电化学储能将 根据需求灵活快速配置。从发展趋势来看，抽水蓄能和压缩空气储能调频速率低于 飞轮储能和电化学储能，随着新能源渗透率不断提升，调频速率要求亦将提升，预 计飞轮储能和电化学储能增长弹性更大。

三、调峰：火电灵活性改造成本占优，新型储能23年具备阶段性发展优势，抽蓄适合长时调峰

（一）关于新能源调峰需求的分析

以EIA披露的美国风光出力曲线进行分析，我们认为长期来看新能源预计需要5 小时以上的调峰资源。 光伏出力集中于正午时段。虽然中午时段一般为日内用电高峰，但随着光伏装 机快速提升，中午时段亦显示出了较强的调峰压力。结合光伏典型出力系数来看， 10-15时为光伏出力的峰值平台期，调峰压力x大，长期来看需要5小时调峰资源转 移光伏中午时段的发电量。 风电出力随机性大，在大/小风期会持续高/低出力，因此天然需要长时调峰资源。 从各季节的典型出力系数来看，风电具有反调峰特性：中午用电负荷高，而风电出 力低；晚间（特别是后半夜）用电负荷低，而风电出力高。即使不考虑大/小风期， 大致估计风电也需要5小时以上的调峰资源转移后半夜时段的发电量。

更进一步，从整个电力系统来看调峰资源需求更为准确：从净负荷视角来看， 更加清晰地显示出需要约5小时的下调峰资源支撑新能源消纳，需要约2小时的上调 峰资源支撑用电高峰时段保供。 下调峰：当新能源大发时，调节性资源降低出力，以此支撑新能源消纳。基于美 国分季节预测净负荷曲线来看，随着新能源装机渗透率提升，预计将逐步需要5小时的下调峰资源。 上调峰：当用电负荷较高而新能源出力不足时，需要调节性资源提高出力，以 此支撑电力保供。基于美国分季节预测净负荷曲线来看，约需要2小时的上调峰资源。

（二）关于调峰资源的技术经济性对比

火电是电力系统的主要调峰资源，其典型调峰曲线可主要参考上节的美国分季 节预测净负荷曲线。简化来看，每日调峰将至少包括“一峰一谷”：中午光伏大发时 段进行下调峰，支撑光伏消纳；傍晚时分进行上调峰，支撑全天的高用电负荷时段。 可能达到“两峰两谷”：在上述“一峰一谷”外，后半夜进行下调峰，支撑风电消 纳；上午进行上调峰，在光伏大发前支撑用电负荷上行。 储能（抽水蓄能、电化学储能）在低谷时段充电，增加用电需求，支撑新能源消 纳；在高峰时段放电，增加电力供给，缓解保供压力。储能能够对电量进行时间转 移，具有较强的调峰能力。

需求侧响应一般通过电价信号引导用户在低谷时段加大用电，在高峰时段减少 用电，达到与储能相近的效果。 由于需求侧响应与经济结构和用电习惯息息相关，其潜力规模和成本尚难以清 晰确定，故后续分析以当前x主要的调峰资源——火电和储能为主。

由于抽水蓄能的功率/能量之比较低，故在上/下调峰时长较短的情景下，利用率 将明显偏低，调峰成本明显增大；而在新能源出力、用电负荷长周期波动时，抽水 蓄能等长时储能产能利用率将明显提升，调峰成本也将明显降低：测算调峰情景由 5小时下调峰+2小时上调峰变化为5小时下调峰+3 / 4 / 5小时上调峰时，抽水蓄能调 峰成本将由242.06元/年下降至168.04 / 131.03 / 108.82元/年。 火电灵活性改造（假设顶峰能力充足，无需新建火电机组）：储能的调峰作用 等价于低谷时段火电深度调峰+高峰时段火电顶峰发电。0.5kW/1kWh锂电池储能， 在日内下调峰5小时、上调峰2小时背景下，对应1.11kW火电进行灵活性改造（x低 技术出力由50%下降至30%）+存量火电机组在高峰时发电1kWh。

火电灵活性改造 调峰成本由深度调峰成本、顶峰发电成本和碳成本构成，合计117.97元/年。在碳成 本方面，火电灵活性改造调峰相比储能调峰未明显增加碳排放和碳成本。两种调峰 情景对比来看，火电深度调峰时减发电量带来煤耗下降但此时发电量度电煤耗上升 带来额外煤耗，顶峰发电时也产生煤耗，三者近乎相抵，测算合计仅增加0.0042吨/ 年标煤煤耗、0.208元/年碳成本。即使考虑欧盟碳价水平80欧元/吨（约600元/吨）， 上述碳成本也仅2.49元/年。火电灵活性改造调峰相比无调峰情景将减少碳排放和碳 成本。两种情景对比来看，顶峰发电均存在，不同之处在于火电深度调峰时减发电 量带来煤耗下降但此时发电量度电煤耗上升带来额外煤耗，二者合计-0.088吨/年， 降低碳成本4.42元/年；若考虑欧盟碳价水平，则可降低碳成本53.00元/年。

火电灵活性改造（假设顶峰能力不足，需新建火电机组）：0.5kW/1kWh锂电池 储能，对应1.11kW火电进行灵活性改造（x低技术出力由50%下降至30%）+0.5kW 新建火电机组，假设新增火电仅用于顶峰发电，年利用小时数=顶峰发电电量/需要 新增装机容量=600小时，则合计调峰成本370.11元/年。在碳成本方面，依旧表现为 火电灵活性改造调峰相比储能调峰未明显增加碳排放和碳成本，相比无调峰情景减 少碳排放和碳成本。

总体来看，在典型调峰情景（5小时下调峰+2小时上调峰）下，锂电池储能、抽 水蓄能、火电灵活性改造（顶峰能力充足，无需新建装机）、火电灵活性改造（顶 峰能力不足，新建火电仅用于顶峰发电）调峰成本比为1：1.48：0.72：2.26。火电 灵活性改造（顶峰能力充足，无需新建装机）x具成本优势；抽水蓄能调峰成本较高 主要因为上调峰时长仅2h，而抽水蓄能一般库容在6h以上，导致其利用率较低所致。

锂电池储能：在典型调峰情景（5小时下调峰+2小时上调峰）下，锂电池储能介 于火电灵活性改造和抽水蓄能之间。短期来看，在缺电力（而非缺电量）背景下， 锂电池储能已具备一定经济性（经济性优于抽水蓄能和火电灵活性改造（顶峰能力 不足，新建火电仅用于顶峰发电）），且受益于建设速度快（抽蓄建设周期5年以上， 火电1.5年以上，锂电池储能仅3-6月），有望迎来需求扩张。长期而言，其建设潜力 仍有赖于降本带来的经济性提升。

抽水蓄能：调峰成本随着单次调峰时长增长而快速下降，适合上下调峰时长均 较长的情景，如风电在大/小风期长时间高/低出力、用户受气温影响而长时间保持高 /低负荷等。测算调峰情景由5小时下调峰+2小时上调峰变化为5小时下调峰+3 / 4 / 5 小时上调峰时，抽水蓄能调峰成本比将由1.48快速下降至1.03 / 0.80 / 0.67。在x有 利于抽水蓄能的情景下（抽水蓄能库容可达8小时，假设每日进行连续8小时下调峰 +8小时上调峰），调峰成本比将下降至0.46。

火电灵活性改造：①只要电力系统顶峰能力充足，火电灵活性改造即具有明显 的成本优势。若电力系统顶峰能力充足，无需新建装机，测算5小时下调峰+2小时上 调峰情景下，火电灵活性改造初始投资300 / 200 / 100元/kW时，调峰成本比为0.72 / 0.67 / 0.62。长期来看，用电量增速将逐步降低，高峰负荷增速亦将趋缓，虽然峰 谷差率将持续加大，但更多表现为净负荷低谷更深，因此火电灵活性改造应当应改 尽改。②火电灵活性改造可视为不定时长的调峰资源，调峰时长越长，其优势越明 显。火电灵活性改造（顶峰能力充足，无需新建装机）：5 / 6 / 7 / 8小时下调峰+2小 时上调峰情景下，调峰成本比为0.72 / 0.70 / 0.68 / 0.67；火电灵活性改造（顶峰能 力不足，新建火电仅用于顶峰发电）：5小时下调峰+2 / 3 / 4 / 5小时上调峰情景下， 调峰成本比为2.26 / 1.65 / 1.39 / 1.34。

（三）关于调峰资源发展趋势的判断

1. 短中期发展趋势，短中期视角下，锂电池储能和火电灵活性改造存在明显的竞争关系：预计2023 年缺电力问题加大，锂电池储能对标火电（顶峰能力不足，需新建装机）情景，锂 电池储能具有经济性优势，有望超预期增长；2024年缺电力问题有望明显缓解，锂 电池储能对标火电（顶峰能力充足，无需新建装机）情景，火电灵活性改造经济性 优势明显，有望大规模开启。 锂电池储能调峰成本短期内难以低于火电灵活性改造（顶峰能力充足，无需新 建装机）。依据上节测算，火电灵活性改造（顶峰能力充足，无需新建装机）调峰成 本为101.83元/年（改造投资100元/kW）-117.97元/年（改造投资300元/kW）。

锂电 池储能需EPC单价明显下降且循环次数明显上升：①当火电灵活性改造投资300元 /kW时，锂电池储能需要达到1.5元/Wh+9000次循环 / 1.4元/Wh+7500次循环 / 1.3 元/Wh+6500次循环。②当火电灵活性改造投资100元/kW时，锂电池储能需要达到 1.3元/Wh+9000次循环 / 1.2元/Wh+7500次循环。目前主流锂电池储能技术经济性 参数约为1.8元/Wh+6000次循环，预计在短期内难以实现前述技术经济性参数；假 设随着技术进步主流锂电池储能的循环次数上升至6500次，EPC单价每年下降5%， 测算从1.8元/Wh降至1.3元/Wh需要6.3年。因此，预计火电灵活性改造应该尽改，锂 电池储能在十五五末或能接近其成本。

火电灵活性改造与锂电池储能的竞争关系主要取决于电力系统顶峰能力是否充 足。预计锂电池储能需求将在缺电力年份刚性释放，在缺电力缓解的年份将面临火 电灵活性改造的竞争。火电灵活性改造（顶峰能力充足，无需新建装机）、火电灵活 性改造（顶峰能力不足，需新建装机）调峰成本为117.97、370.11元/年，储能调峰 成本163.60元/年介于其间。 在锂电池储能当前1.8元/Wh的EPC单价下，火电灵活性改造+新建火电调峰方 案中，新建火电需达到3400利用小时才具有经济性。

基于电量平衡分析，测算2025年、2030年火电发电量分别为57964、57248亿千 瓦时。假设存量火电利用小时为4317（2021年用电量超预期大增，出现明显缺电问 题，火电利用小时数明显偏高，故选择2018-2020年均火电利用小时4317作为存量 火电机组利用小时），测算年均新增火电装机：假设锂电池储能初始投资保持1.8元 /Wh不变，火电灵活性改造+新建火电调峰方式成本低于锂电池储能调峰的条件为新 增利用小时数达到3400小时，则2022-2025年、2026-2030年年均新增火电1455万 千瓦、-234万千瓦。

若2025、2030年全社会用电量分别为9.5万亿、11.0万亿千瓦时，则分别对应 2022-2025年、2026-2030年年均3.4%、3.0%增速。考虑到电能替代等因素，用电 量增速有望更高，例如XXX电网测算认为全社会用电量仍有较大增长空间，2025、 2035年有望达到9.8、12.4万亿千瓦时。若将2025、2030年全社会用电量上调至9.8、 11.5万亿千瓦时，测算在经济性合算的范围内，2022-2025年可年均新增3672万千 瓦火电，“十五五”可年均新增423万千瓦火电。

考虑近期火电规划调整，预计2024、2025年有望分别投产8000万千瓦以上煤电 机组（满足调峰、应急备用等需求），测算2021-2025年顶峰容量冗余度分别为13.0%、 12.4%、11.2%、14.2%、18.3%，预计2023年缺电力问题或将加剧，而2024年之后 将明显好转。 锂电池储能与火电灵活性改造的竞争逻辑，在2023年为锂电池储能对标火电灵 活性改造（顶峰能力不足，需新建装机）情景，锂电池储能经济性更好，有望加速 发展；在2024年后逐步演变为锂电池储能对标火电灵活性改造（顶峰能力充足，无 需新建装机）情景，火电灵活性改造经济性更好，应改尽改步伐有望加快。

2. 长期发展趋势。长期视角下，随着新能源渗透率进一步提升，特别是风电渗透率提升（风电在 大/小风期会长时间高/低出力），将需要更多长时调峰资源，抽水蓄能和火电灵活性 改造经济性将有所提升，锂电池储能仍需积降本以应对竞争。

四、备用：火电增容减量“类储能化”，电力保供带来装机持续性

（一）火电是电力系统的“压舱石”，提供应急保供

电力系统目前主要包含六类电源——火电、常规水电、核电、风电、太阳能发 电、储能（抽水蓄能、新型储能等）。电能是二次能源，由一次能源转化而来，一次 能源供给的稳定性主要决定了各类电源发电的稳定性。从保供特性来看，火电和核 电具有长时间保供能力。结合电源现有装机规模和一次能源资源禀赋来看，火电（特 别是其中的煤电）将是未来较长时间内的主要保供电源。

火电能够提供连续、可靠的电力供应，是主要的保供电源。火电是我国电力系 统的主力电源，根据 Wind 数据，截至 2021 年底火电装机 13.0 亿千瓦，占比 54.6%， 2021 年火电发电量 5.6 万亿千瓦时，占比 67.4%。考虑到我国“富煤缺油少气”的 能源资源禀赋特点，只要煤炭供给有保证，煤电出力就有保证，火电（特别是其中的 煤电）在未来较长时间仍将是我国电力保供的“主力XXX”。 核电出力稳定，但装机容量有限，是补充性的保供电源。核电停堆换料周期一 般在 1 年以上，因此具备长时间保供能力。但由于核电厂址资源稀缺，因而核电尚 难以大规模发展，根据 Wind 数据，截至 2021 年底我国核电装机 5326 万千瓦，占比仅 2.2%，2021 年核电发电量 4075 亿千瓦时，占比 4.9%。预计核电将作为补充 性的保供电源。

常规水电、风电、太阳能发电的一次能源分别为水能、风能、太阳能，均为可再 生能源，而可再生能源天然具有随机性、波动性、间歇性特征，因此会影响电源出力 的可靠性。常规水电出力主要受来水和水库库容影响，具有较大库容的水电出力相 对稳定，但我国径流式水电占比高，并且受气候变化影响，来水波动持续加大，例如 今年夏季出现了持续数月的来水明显偏枯问题，水电出力显著低于预期，故常规水 电将作为补充性的保供电源。风电出力波动大且较难预测，反调峰特性（用电负荷 高时，风电往往低出力；用电负荷低时，风电却往往大发）明显，因此难以作为保供 电源。太阳能发电以光伏发电为主，光伏出力较风电易于预测，能够在日间具备一 定的保供能力，但夜间无法保供。

储能具备日内保供能力，而难以提供日以上别的长时间保供。储能自身不产 生电能，只能在一定程度上对发电量进行时间转移，解决发用电的时间不匹配问题。 由于一般抽水蓄能库容 8 小时左右，新型储能容量 2-4 小时，故储能能够进行日内 数小时的保供，但难以提供日以上别的长时间保供。因此，当可再生能源发电出 力多日甚至多周不足（间歇性）时，储能目前尚难以有效保供。

（二）严格保供情景下，火电中长期保持年均净增4400-5600万千瓦

每年冬季傍晚是电力供需x紧张时刻，若要求此时也不缺电力即为严格保供情 景，可根据电力平衡测算火电装机需求：2021 年冬季出现局部地区缺电，测算此时 顶峰容量冗余度为 13.0%，假设要求后续年度达到 14.0%，以此倒算火电装机可得 2022-2025 年、2026-2030 年年均净增火电装机 5048、3742 万千瓦，中长期年均 增长中枢大致为 4400 万千瓦。其中 2022-2025 年逐年净增 5693、7491、4613、 2395 万千瓦，显示出近期新增装机需求更为迫切。

若将 2025、2030 年全社会用电量上调至 9.8、11.5 万亿千瓦时，倒算火电装 机可得 2022-2025 年、2026-2030 年年均净增火电装机 6594、4669 万千瓦，中长 期年均增长中枢大致为 5600 万千瓦。其中 2022-2025 年逐年净增 5693、8359、 7409、4914 万千瓦，可见连续两年投产 8000 万千瓦需求迫切。

（三）优化保供情景下，火电中长期保持年均净增2200-3200万千瓦

备用场景主要应对持续多日的用电需求旺盛而新能源出力不足的情景，1 日的 缺电量问题能够通过储能有效缓解（抽水蓄能储能时长一般为 8 小时左右，锂电池 储能目前国内外大多配置 2-4 小时）。基于美国全国用电负荷和新能源出力数据的 统计特性来看，我们认为长期来看备用场景应当应对的是持续 5 日缺电量问题。 从全美日用电量的统计特征来看，用电高峰期一般持续约 5 日，且均在夏季 7、 8 月出现。x大连续 5 日日均用电量与x大日用电量接近，且x大连续 6、7 日日均 用电量将出现明显下降。直观原因在于，工作日用电量明显高于周末用电量，因此 高用电负荷往往只连续 5 日。

若将 2025、2030 年全社会用电量上调至 9.8、11.5 万亿千瓦时，测算 2022- 2025 年均净增火电 2930 万千瓦，2026-2030 年均净增 3520 万千瓦。中长期年均 增长中枢大致为 3200 万千瓦。 储能难以直接作为备用电源应对持续多日的缺电量问题，但能够提升火电的日 均出力系数，进而降低火电装机需求，间接支撑备用需求。火电日均出力系数每提 升 1pct，中长期年均净增装机需求下降约 220 千瓦。

严格保供情景和优化保供情景相比，前者考虑每年电力供需x紧张时刻不缺电 力，后者考虑每年电量供需x紧张的五天不缺电量，前者为瞬时概念后者为时段概 念。二者相比体现出，若能够在用电尖峰时令部分负荷错峰用电，则能够明显缓解 火电建设压力，我们认为两种情景的差异即为需求侧响应重点发挥作用的空间。