中邮证券报告指出，中国电力系统的调节性电源占比亟待提升。假设不考虑燃煤机组，仅考虑抽蓄、燃机和电网侧电化学储能，美国、意大利、英国、葡萄牙、韩国和中国的调节性电源占比分别为45%、41%、38%、33%、33%、7%。中国7%的占比远低于主要国家平均水平。2024年系统可靠性装机容量12.88亿kW，最高用电负荷14.50亿kW，存在约0.9亿kW缺口。风电和光伏利用率持续走低，为支撑新能源大规模发展和高比例消纳需大力发展调节电源。抽水蓄能作为一种经过时间验证的成熟大规模长时储能方式，是提升系统调节能力的关键路径。
调节性电源占比——中国7% vs 美国45%
中国调节性电源严重不足。按抽蓄、燃机和电网侧电化学储能口径统计，美国、意大利、英国、葡萄牙、韩国和中国的调节性电源占比分别为45%、41%、38%、33%、33%、7%。中国7%的占比意味着调节性电源的差距相当于38个百分点。
煤电灵活性改造和需求侧响应虽可提供部分调节能力，但受限于煤电开机规模和市场化机制，释放能力有限。对比各类调节手段，抽水蓄能具有技术成熟、容量大（连续运行一般可达6h）、调峰能力强（可实现200%调峰能力）、对电网有转动惯量支撑等优势，是提升调节性电源占比的最有效途径。
电力平衡缺口——2024年存在约0.9亿kW缺口
基于生产模拟软件NEOS测算，2024年系统可靠性装机容量12.88亿kW，最高用电负荷14.50亿kW，需求响应后负荷13.78亿kW，存在约0.9亿kW缺口。缺口在最大负荷10%-25%范围时，储能平衡系数仅0.4-0.9，单纯依靠储能无法完全弥补；缺口超过最大负荷25%时需先配置其他保供电源。
从2022年到2024年，最高用电负荷从12.9亿kW增至14.5亿kW（+1.6亿kW），而系统可靠性装机容量仅从11.27亿kW增至12.88亿kW（+1.61亿kW），缺口仍在扩大。新能源装机快速增长但无法提供可靠容量，煤电因建设周期相对较短成为优先选择，这也是2022-2024年煤电核准激增的底层原因。
新能源消纳压力——风光利用率持续走低
2025年新能源消纳压力持续增大。无论光伏还是风电，2025年单月利用率同比持续走低。光伏因部署快、无法提供可靠容量，整个电力系统将进一步出现“电量过剩、电力短缺”的现象，长时储能需求持续提升。
各类储能技术经济性对比显示，抽蓄功率成本6000-7000元/kW，能量成本0.7元/Wh，充放电转换效率75%-85%，运维成本200元/kW，具备最优的全生命周期经济性。电化学储能虽响应快但容量小（2-4h），无法满足长时调峰需求。抽蓄是经过时间验证的成熟的大规模长时储能方式。
需求增长逻辑——风光渗透率超15%后的必然需求
2024年中国风光发电量占比已达18.1%，超过15%的系统成本快速上涨临界点。全球主要国家调节性电源占比均远高于中国，主要因其风光渗透率提升更早、调节性电源建设更充分。
从系统可靠性装机容量角度理解“能源转型下煤电建设悖论”：电力系统是实时平衡系统，新能源装机增加不能等效替代可靠性装机容量。抽水蓄能可通过抽水（用电）和发电（供电）实现200%调峰能力，且连续运行时间长（6h+），是解决系统可靠性装机容量缺口的有效途径。
表3：主要国家调节性电源占比对比| 国家 | 调节性电源占比 |
|---|
| 美国 | 45% |
| 意大利 | 41% |
| 英国 | 38% |
| 葡萄牙 | 33% |
| 韩国 | 33% |
| 中国 | 7% |
