新型电力系统市场分析 (一)

新型电力系统市场分析

一、新型电力系统需要多维度灵活性资源配置

（-）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=（最高用电负荷一最低用电负荷）/最高

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，国网经营区最大负荷增速将高于用电量增速,

预测2025年最大日峰谷差达到4亿千瓦，最大日峰谷差率增至35%o

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、国家能源局披露的各省级电网典型电力负荷曲

线进行对比分析。对于工作日，山东最高、最低负荷约为7200万千

瓦、5800万千瓦，峰谷差率19.4%；浙江最高、最低负荷约为7900

万千瓦、5200万千瓦，峰谷差率34.2%。对于节假日，山东最高、

最低负荷约为6000万千瓦、5000万千瓦，峰谷差率16.7%；浙江

最高、最低负荷约为4200万千瓦、3200万千瓦，峰谷差率23.8%o

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。

图3:我国新能源装机变化趋势（万千瓦）

(-)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

程中秒级至分钟级的“毛刺”；调峰主要调节小时级的新能源出力大幅

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级别的可再生能源持

续低出力问题。

电力系统需要多时闾尺度调节，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

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

（-）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级

至分钟级的“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，已积极出

含调频支持政策，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。

（-）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，最能够适

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c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。

01234567891011121314151617181920212223

（三）电化学储能最具潜力

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，最具发展潜力。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，抽水蓄能利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

（-）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，调峰压力最大，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。

图13:美国全国风电典型逐时净出力系数

—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

（-）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

析以当前最主要的调峰资源——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+高峰时段火电顶格发电。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（最低技术出力由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，二者近乎相抵，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（最低

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。

S14:光伏・季逐日和平均出力系数

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）最具成本优势；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。在最有利于抽水蓄

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

300/200/100TC/kW0J,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，新建火且仅

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。

S15:反电冬季逐日和平均出力系数

（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）o

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1.57E/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,M/h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。

图17:美国分季节预测净负荷曲线（MW）

01234567891011121314151617181920212223

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，例如国家电网测算认为

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，

锂电池储能仍需积极降本以应对竞争。

四、备用：火电增容减量“类储能化”,电力保供带来装机持续性

（-）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“主力军”。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。

国18:火电典型调峰曲线与储能和需求侧响应调峰示意图

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；用可负荷低时，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，而难以提供日以上级别的长时间保供。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

以上级别的长时间保供。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。

（-）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最紧张时刻，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。

A17：各臭电源的保供构行

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