华泰证券：源网荷储发力，打开风光装机空间.pdf-solarbe文库

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免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 1 证券研究报告电力设备与新能源源网荷储发力，打开风光装机空间华泰研究电力设备与新能源增持维持研究员申建国 SAC No. S0570522020002 shenjianguohtsc.com 86 755 8249 2388 研究员边文姣 SAC No. S0570518110004 SFC No. BSJ399 bianwenjiaohtsc.com 86 755 8277 6411 研究员周敦伟 SAC No. S0570522120001 zhoudunweihtsc.com 86 21 2897 2228 华泰证券研究所分析师名录行业走势图资料来源Wind，华泰研究 2023年8月31日│中国内地专题研究源网荷储齐发力，打开风光装机空间在全球能源转型的大背景下，风电、光伏发电作为清洁能源具有广阔的发展前景，但其出力的随机性、波动性对电网稳定运行提出了挑战，市场担忧电网消纳能力可能会导致国内风电、光伏新增装机受限。我们认为，随风光大基地项目落地，部分地区确实面临一定消纳压力。但考虑源网荷储各环节的调节能力后，我们预计“十四五”电网消纳能力不会制约风电、光伏新增装机；此外，电化学储能装机可为风光装机提供较大弹性，从而实现协同发展。随风光大基地建成，消纳问题值得关注风光发电与用电负荷的时空错配使得弃风弃光具有一定必然性，严重的弃风弃光曾导致部分地区 16-19年新增装机大幅放缓。目前全国风光消纳处在较好水平，但西北地区已显露压力。往未来看，第一批风光大基地主要依靠存量通道外送，消纳有保障；但第二批在“十四五”期间尚存 92GW 电力外送能力缺口。由于 22 年国网实际开工低于规划目标，目前规划外送通道仅有1条在建，考虑到特高压相比风电、光伏更长的建设周期，西北地区消纳压力或进一步加重。解决消纳问题需要源网荷储多方助力电源侧收益机制优化带动“十四五”煤电灵活性改造积极性提升，预计贡献系统调节能力 30-40GW。电网侧经济性和必要性支撑特高压新建，我们预计“十四五”开工8交10直；同时由于22年开工不及预期，23-24年有望迎来密集开工建设期。负荷侧开展需求响应削峰的投资成本仅为新建发电厂的14-20，性价比突出，我们预计25年需求响应能力达到82GW。储能侧1）抽水蓄能21年价格机制理顺后，建设积极性显著提升，我们预计“十四五”将有 40GW项目开工。2）电化学储能新能源强制配储政策叠加独立共享储能模式带来的经济性边际改善，装机增长潜力大。假设25年电化学储能累计装机 50GW，则风、光消纳空间为 718、919GW 电力系统运行面临两大核心问题，即保供和消纳。保供意味着所有电源最大出力需满足最大用电负荷，消纳则意味着常规电源最小出力满足最小净负荷。而储能、需求响应等灵活性调节手段，则在负荷高峰时段放电/削峰，在负荷低谷时段充电/填谷。因此，基于保供和消纳要求，假设 25年电化学储能累计装机为 50GW，我们测算煤电累计装机至少为 723GW，风电、光伏消纳空间为 718、919GW。此外，当 25 年电化学储能累计装机每提升 10GW，风电、光伏消纳空间分别增加 39.0、17.7GW。因此，我们认为未来电化学储能装机可为风光消纳空间提供较大弹性，从而实现协同发展。风险提示特高压核准、建设进度不及预期，电化学储能上游原材料价格超预期上涨，新能源强制配储政策执行力度不及预期。 31 23 15 7 1 Aug-22 Dec-22 Apr-23 Aug-23 电力设备与新能源沪深300 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 2 电力设备与新能源正文目录随风光大基地建成，消纳问题值得关注 5 消纳问题源于风光发电和用电负荷在时空上的错配 5 回顾历史严重的弃风弃光问题曾导致部分地区新增装机受限 6 立足当下全国范围内消纳情况较好，西北地区存在一定压力 8 展望未来随风光大基地项目落地，西北地区消纳压力或加重 9 解决消纳问题需要源网荷储多方助力 . 12 电源侧收益机制优化带动“十四五”煤电灵活性改造积极性提升 . 12 电网侧特高压是清洁电力外送的重要手段，23-24年进入密集开工期 16 负荷侧需求响应经济性突出，国家 3）参考国网数据，假设一年削峰时长为 96h，填谷时长为50h； 4）根据2023 年云南省电力需求响应方案，实时响应补贴标准为 2.5 元/千瓦时；邀约型削峰响应补贴标准为 0-5元/千瓦时，邀约型填谷响应补贴标准为 0-1元/千瓦时，我们取报价区间中值。基于以上假设，计算得到2025年需求响应收入规模约为 132亿元。图表50 需求响应年收入规模测算响应类型占比响应速度占比需求响应时间（h）需求响应电量（亿 kWh）补偿基准价格（元/kWh）市场规模（亿元）削峰 60 实时型 20 96 9.4 2.5 23.5 邀约型 80 96 37.6 2.5 93.9 填谷 40 实时型 20 50 3.3 2.5 8.2 邀约型 80 50 13.0 0.5 6.5 合计市场规模（亿元） 132.0 资料来源中电联，2023年云南省电力需求响应方案，华泰研究预测免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 23 电力设备与新能源需求响应未来可进一步向虚拟电厂发展。虚拟电厂（VPP）是等效于真实物理电厂的一套电源协调管理系统，通过先进信息通信技术把分散在不同空间的可控负荷、储能、电动汽车、分布式电源等一种或多种资源聚合起来，实现自主协调优化控制，对大电网呈现相对稳定的输出特性。当下需求侧响应可视为邀约型虚拟电厂，未来随着国内电力现货市场和辅助服务市场进一步发展成熟，有望向市场型、甚至自主调度型的虚拟电厂演进，收入来源也将拓展到参与电力现货市场套利、辅助服务费用等方面。图表51 虚拟电厂结构图表52 虚拟电厂发展阶段资料来源虚拟电厂参与电力市场与调度控制技术研究综述李鹏等（2022），华泰研究资料来源走近虚拟电厂王鹏等（2020），华泰研究储能侧抽水蓄能度电成本低，电化学储能增长潜力大不同储能技术有不同的特点，目前抽水蓄能技术最为成熟，电化学储能快速发展。储能技术可分为物理储能、电磁储能、电化学储能和氢储能四大类，其中物理储能技术相对成熟，发展主要受地理条件限制；电磁储能响应速度快，但是储能容量小，主要用作调频需求；电化学储能目前成本偏高，但是由于其具备较高的能量密度和响应速度，可承担日内调峰、调频等功能，发展迅速；至于氢储能，目前仍处在产业化初期，但由于储能容量足够大，是未来跨季节、大规模调峰的优选。根据中关村储能联盟，截至 2022 年年底，国内储能累计装机 59.8GW，其中抽水蓄能占比77，新型储能占比22。2022年，国内新增储能装机16.5GW，其中抽水蓄能9.1GW，新型储能7.3GW（以锂离子电池储能为主，占比超90）。图表53 不同储能形式的储能时长与储能容量对比图表54 中国储能累计装机分布（MW）资料来源百人会氢能中心，车百智库，华泰研究资料来源中关村储能产业技术联盟，华泰研究抽水蓄能价格机制理顺带动建设积极性提升，预计“十四五”大量项目开工抽水蓄能技术成熟，度电成本低。抽水蓄能的原理是电能与重力势能的转换。电站在用电低谷通过水泵将水从低位水库送到高位水库，从而将电能转化为水的势能储存起来，其储能总量同水库的落差和容积成正比。在用电高峰，水从高位水库排放至低位水库驱动水轮机发电，从而实现调峰。根据各类储能技术度电成本分析凌光芬（2022），抽水蓄能的度电成本约为 0.23-0.34元/kWh。抽水蓄能 77 熔融盐储热 1 新型储能 22 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 24 电力设备与新能源抽水蓄能对地理环境要求高，未来 LCOE可能抬升。①地形条件H300～600m，L3.5km。 L是指上下水库的水平距离，习惯上常以输水道的总长度来表示；H是指上、下水库的高差，习惯上常以电站水头表示。一方面 H 越高，单位水体所能转换的能量越大，在蓄能总量相同条件下，上、下水库间循环流量就越小。因而水库规模、输水道直径、厂房和机组尺寸都小。另一方面，L越小，输水道长度越短。这两方面因素组合在一起，会使抽水蓄能电站投资大大下降，根据华泰电新2023年 2月24日发布的抽水蓄能盈利能力增强、格局佳，多数抽水蓄能电站的距高比 L/H为4～10。②地质条件基岩要完整，无集中渗漏通道。水库渗漏不仅造成水量损失，而且也带来能量损失。③地理位置靠近电站和水源。这样不仅减少输电线路的投资，而且减少电站在送电和受电时的线路电能损失。以上条件较难全部满足，一般综合考虑，选择经济性高的位置。随着抽水蓄能项目增加，合适的电站选址越来越难，可能对 LCOE产生不利影响。抽水蓄能建设周期长，难以快速放量。由于地形条件差异，抽水蓄能建设周期跨度较大，短至3-4年，长至7-8年，但总体来说，建设周期较长，难以快速放量。图表55 抽水蓄能原理示意图资料来源中国天台新闻网，华泰研究抽水蓄能价格形成机制理顺，建设积极性提升。2014 年，关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知指出抽水蓄能执行两部制电价，容量电价为电站固定成本准许收益，而电量电价主要弥补调峰成本，其中抽水电价为 75*燃煤机组标杆上网电价，上网电价执行燃煤机组标杆上网电价。由于抽水蓄能的循环效率约为 75，所以调峰基本没有收益可言，投资回收主要依赖容量电价。但 2016年，省级电网输配电价定价办法试行指出抽水蓄能不得纳入电网可计提收益的固定资产范围。2019 年，输配电定价成本监审办法进一步明确抽水蓄能的成本费用与电网输配电业务无关。政策变化导致抽水蓄能成本疏导困难，2019 年国家电网发文称“不再安排抽水蓄能新开工项目”。2021 年 4 月 30 日国家发改委发布关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见，恢复两部制电价，收益机制理顺。2021年底国内在建抽蓄电站61.53GW，2022年底在建规模大幅上升至121GW，开工积极性显著提升。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 25 电力设备与新能源图表56 抽水蓄能价格形成机制图表57 抽水蓄能装机目标完成情况资料来源国家发改委，华泰研究资料来源国家能源局，华泰研究预计“十四五”有大量抽蓄项目开工，带动投资规模超 2000 亿元。按照国家能源局 2021 年8月发布的抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年），计划到 2025年抽水蓄能装机达到 62GW，2030 年达到 120GW。为实现 2025 年目标，2023-2025 年年均新增装机需达到 5.4GW，我们认为实现难度不大。但由于抽水蓄能项目建设周期较长，为实现 2030 年装机目标，预计“十四五”将有大量项目开工。我们统计发现，计划在“十四五”投产的项目，基本都在“十三五”开工，因此我们假设“十五五”新增的 58GW 项目有 7成在 “十四五”开工，按照 5.5 元/W 的初始投资成本测算，“十四五”投资规模有望超过 2000 亿元。图表58 抽水蓄能装机规模注2025、2030年新增装机表示为达到抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）中的装机目标，23-25年、26-30 年年均需要的新增装机资料来源中电联，华泰研究水轮发电机组作为核心设备，有望受益于“十四五”大量抽蓄项目开工。拆分投资成本来看，抽水蓄能电站的主要成本项为工程施工，其中建筑工程、环境保护工程、施工辅助工程成本占比分别为35、 2、7。而在设备端，机电设备是抽水蓄能电站的核心，成本占比 24，主要包括水泵水轮机、发电机、进水球阀、主变压器、500kV GIS、调速器系统、励磁系统、静止变频起动装置、压缩空气系统等，其中水泵水轮机和发电机（统称为水轮发电机组）价值量最大。 0 20 40 60 80 100 120 140 2015 2020 2025 2030 GW 目标实际 0 2 4 6 8 10 12 14 0 20 40 60 80 100 120 140 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2025E 2030E GWGW 抽水蓄能累计装机规模抽水蓄能新增装机规模（右轴）免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 26 电力设备与新能源图表59 抽水蓄能投资成本拆分资料来源抽水蓄能行业分会，华泰研究电化学储能强制配储政策收益模式创新双管齐下，驱动装机规模增长电化学储能是利用化学电池将电能储存起来并在需要时释放的技术，主要包括锂离子电池、铅蓄电池、液流电池、钠硫电池、钠离子电池等技术路线。受电池本体生产规模、制造工艺不断提升以及储能系统高度集成化发展驱动，2012-2020 年间锂离子电池储能系统成本下降了75左右，叠加锂离子电池较好的性能（能量密度高、响应速度快），奠定了当下在电化学储能领域、甚至新型储能领域的核心地位。截至2022年底，国内新型储能累计装机达到13.1GW，其中锂离子电池储能占比约为 94。图表60 电化学储能技术对比电池技术锂离子电池钠离子电池高温钠硫电池全钒液流电池技术原理锂离子在正负电极之间反复脱嵌，从而在外电路形成电流与锂离子电池的工作原理类似，依靠钠离子在正负极之间来回穿梭工作放电过程中 Na通过 β 型 Al2O3固体电解质从正极迁移到负极与 S2- 结合形成多硫化钠产物；充电时电极反应与放电相反通过不同价态的钒离子相互转化实现电能的储存与释放地壳丰度（）锂0.0065 钠2.75 钠2.75 钒0.02 能量密度（Wh/kg） 160-300 120-160 150-240 15-40 工作温度（℃） -2060℃ -4080℃ 300350℃ 045℃ 安全性一般优差，安全隐患大极优制造成本（元/Wh）约0.61.0 约0.5 2.23 33.2 资料来源储能电池技术发展研究浅析杨于驰等（2022），华泰研究图表61 国内新型储能累计装机结构（MW，2000-2022年）资料来源中关村储能产业技术联盟，华泰研究施工辅助工程 7 建筑工程 35 环境保护工程 2 机电设备及安装工程 24 金属结构设备及安装工程 5 建设征地及移民安置补偿费用 4 独立费用 16 基本预备费7 锂离子电池 94 压缩空气 2 飞轮储能 0 铅蓄电池3 液流电池 1超级电容 0其他 0 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 27 电力设备与新能源按照接入位置的不同，此前国内一般将储能划分为电源侧、电网侧、用户侧三类。其中电源侧配储主要是为了平滑新能源电站出力，减少弃风弃光和偏差考核费用；电网侧储能接受电网调用，提供辅助服务，保障电网安全稳定运行；用户侧储能的核心则在于降低用电成本，参与峰谷电价套利等。根据中电联发布的2022年度电化学储能电站行业统计数据，截至2022年底，国内电源侧、电网侧、用户侧储能装机占比分别为48.4、38.7和12.9，电源侧储能占比最高，主要由新能源配储贡献，占比 80.8。电源侧储能收益模式受限，利用率低、经济性差。根据北京电力交易中心 2022年12月发布的新型储能主体注册规范指引（试行），参与电力市场交易的新型储能主体应满足1）独立主体地位即具有法人资格，财务独立核算；2）技术指标即满足最大充放电功率、最大调节容量及持续充放电时间等要求。而对于新能源配储，一方面，其不具备独立主体地位，与新能源视为一体参与市场；另一方面，过去两年由于上游原材料价格大幅上涨，下游电站开发商成本压力大，为满足配储要求，可能选择质量不达标的储能电站，无法满足技术指标相关要求。以上两方面因素导致新能源配储的收益模式局限于帮助新能源电站减少弃风弃光、降低偏差考核费用等，利用率低（年运行小时仅 525h，远低于电网侧独立储能和用户侧储能），经济性差。图表62 截至 2022年底，累计电化学储能项目装机应用场景分布图表63 不同应用场景的电化学储能利用小时数资料来源中电联，华泰研究资料来源中电联，华泰研究共享储能模式打破电源侧和电网侧储能界限，助力实现更好的收益率水平。“共享储能”的概念最早在 2018年由青海省提出，指由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身需求外，也为其它新能源电站提供服务。因此，作为独立主体，共享储能一方面起到电源侧储能的作用，即为新能源电站提供部分容量，满足其强制配储要求，对应收取容量租赁费用；另一方面起到电网侧储能的作用，为电网提供辅助服务获取收益。我们以山东为例，对 100MW/200MWh共享储能的IRR进行测算，其收入来源包括三种 1）容量租赁费用为每年350元/kW； 2）现货市场套利在现货市场电价处于低位时充电，电价处于高位时放电，赚取价差； 3）现货市场容量补偿按可用容量的2倍进行补偿。其中可用容量储能电站核定充电容量/2K/24，K取2。补偿标准参考火电，为每年 360元/kW。考虑到容量租赁和现货市场套利均对储能容量形成了占用，理论上两类收入不可兼得。尽管当下的储能电站可能同时享有容量租赁收入和现货市场套利收入，但考虑到全生命周期内收入的可持续性，我们此处假设储能电站 100进行容量出租，从而仅考虑容量租赁收入。其他核心假设包括 1）初始投资成本为 1.6元/Wh（含税），运营成为为 0.04元/Wh； 2）储能系统循环效率 88，放电深度90，年衰减率1.5，系统寿命 15年； 3）贷款比例为 70，贷款利率4.5，贷款年限10年。基于以上假设，我们计算得到山东共享储能项目的资本金 IRR 约为 10.1，具备较好的经济性。电源侧 48 电网侧 39 用户侧 13 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 新能源配储电网侧独立储能用户侧储能 h 年运行小时免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 28 电力设备与新能源图表64 山东模式下，共享储能 IRR测算年 0 1 2 15 收入合计 4100 4100 4100 容量租赁费用万元） 3500 3500 3500 现货市场容量补偿（万元） 600 600 600 税前利润（万元） 614 614 1506 所得税（万元） 154 154 377 税后利润（万元） 461 461 1130 等额本息还款（万元） 2505 2505 残值回收（万元） 1416 净现金流（万元） 8496 641 641 4339 IRR 10.1 资料来源阳光工匠储能网，储能与电力市场，华泰研究预测经济性驱动下，独立共享储能渐成主流。根据储能与电力市场统计数据，2023H1，国内新增并网储能项目总容量为 7.59GW/15.59GWh，规模接近去年全年水平。受各地鼓励新能源租赁储能容量的带动，独立式储能开发进程加快，并网规模占比已经达到 64，相比2022 年的44大幅提升。图表65 2022年已并网储能项目的应用领域分布图表66 2023H1已并网储能项目的应用领域分布（MWh）资料来源储能与电力市场，华泰研究资料来源储能与电力市场，华泰研究当前不同省份商业模式存在差异，项目经济性不可一概而论，但容量租赁认可度较高。山东由于电力现货市场发展相对成熟，独立储能可以参与现货市场套利，本质上发挥调峰作用。因此，在现货市场尚未开放的省份，独立储能以参与调峰为主（如湖南，山西为调峰和参与现货市场二选一）。此外，山西、甘肃等地也可通过提供一次调频、AGC获取收益。尽管不同省份间的收益模式存在较大差异，但综合来看，均认可容量租赁的商业模式，而容量租赁源于新能源强制配储政策的驱动。图表67 不同省份独立储能商业模式容量租赁调峰调峰容量补偿调频现货市场套利现货市场容量补偿山东 √ √ √ 山西 √ √ √ √ 湖南 √ √ 甘肃 √ √ √ 资料来源储能与电力市场，中关村储能产业技术联盟，北极星储能网，华泰研究政策要求经济性改善，预计风光项目配储仍是电化学储能装机的主要贡献。2021年以来，多地陆续出台了新能源强制配储的政策，配储比例在 5-40，配储时长 2-4h。政策强制要求叠加容量租赁模式跑通带来的项目经济性改善，我们认为风光配储仍是国内电化学储能新增装机的主要驱动力，只是未来风光配储将更多以集中式、大规模的独立共享储能形态出现，替代原有的仅为一家新能源电站所用的“小而散”的配建储能形态。独立储能 44 可再生能源储能 45 用户侧 10 调频 1 独立储能 64 可再生能源储能 32 用户侧 3 调频 1 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 29 电力设备与新能源图表68 不同地区强制配储政策梳理地区政策出台时间政策文件配储比例配储时长青海省 2021年1月 18日支持储能产业发展的若干措施试行 10 2 甘肃省 2021年5月 28日关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知 10（河西地区）、 5（其他地区） 2 陕西省 2021年6月 24日陕西省新型储能建设方案暂行征求意见稿 10（集中式风电、关中地区、延安市的集中式光伏）、20（榆林市集中式光伏） 2 湖南省 2021年10月13日关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见 15（风电）、5 （集中式光伏） 2 山东枣庄 2021年11月26日枣庄市分布式光伏建设规范（试行 15-30 2-4 海南省 2022年1月5 日关于开展 2022 年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知 10 上海 2022年1月 10日关于公布金山海上风电场一期项目竞争配置工作方案的通知 20 4 宁夏 2022年 1 月13 日 2022年光伏发电项目竞争性配置方案 10 2 广西梧州 2022年1月 24日关于规范我市风电光伏新能源产业发展 10 新疆 2022年3月4 日服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版） 25 4 安徽省 2022年3月 29日关于征求 2022 年第一批次光伏发电和风电项目并网规模竞争性配置方案意见的函 5 2 江苏苏州 2022年5月1 日关于加快推进全市光伏发电开发利用的工作意见试行 8 辽宁省 2022年5月 13日辽宁省 2022 年光伏发电示范项目建设方案征求意见稿 15 3 天津 2022年6月2 日 2021-2022年风电、光伏发电项目开发建设和2021 年保障性并网有关事项的通知 15 2 浙江诸暨 2022年6月9 日诸暨市整市推进分布式光伏规模化开发工作方案 10 福建省 2022年10月19日关于公布 2022 年集中式光伏电站试点项目名单的通知 10 2 贵州省 2022年 11月2日关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施（征求意见稿） 10 2 内蒙古 2022年12月13日内蒙古自治区支持新型储能发展的若干政策（20222025年） 15 2-4 山东 2022年12月20日 2022年市场化并网项目名单多为40左右 2h居多西藏 2023年1月 12日关于促进西藏自治区光伏产业高质量发展的意见 20 4 资料来源各政府官网，华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 30 电力设备与新能源假设25年电化学储能累计装机50GW，则风/光最大累计装机 718/919GW 保供和消纳是电力系统面临的核心问题。由于新能源出力稳定性差，且与用电负荷存在时间上的错配，所以随着其装机占比不断提高，电力系统将同时面临顶峰出力不足，和新能源大发时段消纳困难的情形，预计保供和消纳将成为电力系统未来长期需要面临的问题。保供意味着所有电源最大出力可以满足最大用电负荷。其中常规电源（包括火电、核电、常规水电）出力相对稳定，可按最大出力计算；而风光等新能源出力波动性大，所以保供条件下需要考虑极端情况，即最小出力。消纳则意味着常规电源最小出力满足最小净负荷（负荷曲线减去风电、光伏发电出力曲线），极端情形下，最小净负荷出现在负荷低谷风、光大发时段。储能、需求响应等灵活性调节手段，则在负荷高峰时段放电/削峰，在负荷低谷时段充电/填谷。因此，我们将基于保供和消纳条件构建模型，以求解①保供条件下，2025年电力系统需要的最小煤电装机；②消纳条件下，2025年电力系统可承载的最大风、光装机。接下来，我们将逐一分析各类电源，以及灵活性调节手段（包括储能和需求响应）的装机规模和出力特征，以完善模型参数。图表69 电力系统保供、消纳示意图资料来源华泰研究 1）用电负荷过去五年，我国最大用电负荷逐年攀升（集中在7-8月份），2022 年已达到 12.9 亿kW。根据中电联预测，2025年我国最大用电负荷将继续攀升至1630GW。目前国内部分地区的峰谷差率已达40，浙江等地一度超过50。基于此，我们假设风电大发时负荷为最大用电负荷的60（风电大发往往出现在后半夜，为用电低谷），即978GW；光伏大发时用电负荷为最大用电负荷的80（光伏大发时往往是日内用电次高峰），即1304GW。图表70 全国主要电网最高用电负荷资料来源Wind，华泰研究 6 7 8 9 10 11 12 13 14 2月 5月 8月 11月 2018 2019 2020 2021 2022 （亿千瓦）