隨著能源清潔化轉型的推進、負荷側隨機性波動的增加，電力系統(tǒng)的平衡特征和方式正在發(fā)生深刻變化，維持系統(tǒng)平衡的難度加大，調峰資源缺乏的問題日益凸顯。

　　“十三五”時期，我國新能源裝機規(guī)模保持快速增長，截至2020年年底，我國新能源發(fā)電裝機5.3億千瓦，超出規(guī)劃目標2億千瓦。與之相比，電力系統(tǒng)的調峰資源建設相對滯后，源、網(wǎng)、荷各環(huán)節(jié)的調節(jié)能力有待進一步提升?！笆奈濉睍r期，碳達峰、碳中和目標下，新能源發(fā)電將演變成電力系統(tǒng)的主力電源。如何在能源低碳轉型的同時補齊靈活性調節(jié)電源短板，是構建新型電力系統(tǒng)需要解決的關鍵問題之一。

　　電力系統(tǒng)調峰資源潛力有待進一步挖掘

　　“十三五”時期，電力系統(tǒng)調峰資源潛力有待進一步挖掘，常規(guī)煤電改造、抽水蓄能等靈活性調節(jié)電源建設較慢等因素使得調峰資源供應結構問題突出。

　　煤電靈活性改造方面，截至2020年年底，“三北”地區(qū)約8000萬千瓦煤電機組完成靈活性改造，不到“十三五”規(guī)劃目標的40%?，F(xiàn)行體制機制下，煤電機組靈活性改造后的調峰收益全部來源于發(fā)電側分攤費用，而不是來自整個電力系統(tǒng)的效益提升。煤電企業(yè)參與調峰獲得的收益難以補償發(fā)電量的損失，主動參與調峰的積極性不高。這些因素影響了煤電靈活性改造的進度。

　　天然氣發(fā)電方面，截至2020年年底，我國氣電裝機規(guī)模為9800萬千瓦，低于“十三五”規(guī)劃目標?，F(xiàn)有氣電機組中，超過90%的機組分布在中東部清潔能源利用壓力較小的地區(qū)。其中華北地區(qū)以熱電聯(lián)產為主，實行“以熱定電”的運行方式；華中、華東地區(qū)的氣電早期以調峰為主，后期為滿足工業(yè)熱負荷需求，熱電聯(lián)產規(guī)?？焖偬嵘！笆濉币詠?，受到天然氣供應和成本影響，我國天然氣發(fā)電增長比較緩慢，新增燃氣電站主要分布在北京、上海、江蘇、浙江和廣東等地。

　　抽水蓄能方面，截至2020年年底，我國抽水蓄能裝機規(guī)模達3149萬千瓦，占電源總裝機的1.5%。2019年5月公布的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》規(guī)定，抽水蓄能電站成本費用不計入輸配電定價成本。容量電費或由省級電網(wǎng)（區(qū)域電網(wǎng)）公司墊付，或由抽水蓄能電站自付，對抽水蓄能電站經營產生較大影響。

　　常規(guī)水電方面，我國具有調節(jié)能力的水電機組裝機規(guī)模小、比重低，且水電調節(jié)能力受來水情況制約，存在明顯的豐枯季差異。同時，水電站需考慮防洪、灌溉和航運需求，實際可發(fā)揮的調節(jié)能力不如預期。以四川為例，具有季度、年調節(jié)能力的水電站裝機僅占水電總裝機的36%，枯期調節(jié)能力較強，但豐期基本滿發(fā)，調節(jié)空間很小。

　　核電方面，核電尚不具備日跟蹤調節(jié)能力。我國核電機組正常情況下一般保持額定功率運行，從技術標準、操作規(guī)范、運行經驗等方面來看，國內核電機組還無法廣泛、頻繁參與系統(tǒng)調峰，參與調峰的頻次及深度不能完全滿足電網(wǎng)需要。

　　“十四五”時期，靈活性資源需求將進一步增加

　　進入“十四五”，新能源裝機規(guī)?？焖僭鲩L和負荷峰谷差持續(xù)拉大成為趨勢，電力系統(tǒng)對靈活性資源的需求將進一步增加?！笆奈濉睍r期，國家電網(wǎng)有限公司經營區(qū)調峰平衡主要有以下特點：

　　● 負荷峰谷差是“十四五”時期系統(tǒng)調峰需求的主要來源。

　　到“十四五”末，國家電網(wǎng)經營區(qū)調峰需求將仍以負荷峰谷差調峰需求為主，同時新能源調峰需求也將快速增長。隨著新能源裝機規(guī)?？焖僭鲩L和用電結構深刻調整，“十四五”時期，國家電網(wǎng)經營區(qū)靈活性資源需求量會持續(xù)增長，在新能源利用率95%的目標下，2025年將比2020年增長40%以上。同時，河北、山東等地已經出現(xiàn)午間光伏大發(fā)導致晚高峰時段平衡壓力加劇的情況，午夜負荷低谷時段與光伏發(fā)電出力快速下降的午后時段均存在調節(jié)需求。

　　● 各區(qū)域的新能源調峰需求存在差異。

　　分區(qū)域來看，新能源調峰需求占系統(tǒng)總調峰需求的比重與各區(qū)域新能源裝機規(guī)模和出力特性緊密相關。西北新能源調峰需求的占比最大，西南此類需求占比最小，其他區(qū)域大體相當。負荷峰谷差調峰需求占系統(tǒng)調峰需求的比重跟區(qū)域負荷特性、體量密切相關，華東區(qū)域此類需求占比最大，華中、華北次之，西南最小。

　　● 調峰資源供應與需求基本平衡，煤電仍是調峰資源供應主體。

　　考慮到煤電靈活性改造目標的完成，2025年煤電可提供的靈活性資源規(guī)模占比將超過50%，抽水蓄能和儲能可提供的靈活性資源占比將接近四分之一。煤電靈活性資源占地區(qū)靈活性資源總供應量比重方面，西北、華北送端地區(qū)最大，西南在以水電為主的電源結構下比重最小。抽水蓄能和儲能等靈活性資源占地區(qū)靈活性資源總供應量的比重與建設布局相匹配，華中、東北地區(qū)的占比較大，西南的占比最小。

　　● 從“十四五”調峰資源供應能力增量看，抽水蓄能和儲能占比最大。

　　“十四五”時期，國家電網(wǎng)經營區(qū)增加的靈活性資源供應能力中，以抽水蓄能和儲能等類型的靈活性資源供應能力增加占比最高，達到49%。分地區(qū)來看，“三華”地區(qū)和西北地區(qū)是靈活性資源增量集中區(qū)域。

　　多方面發(fā)力增加系統(tǒng)調峰資源

　　一是提高煤電機組靈活調節(jié)能力。對于存量機組，持續(xù)推進靈活性改造，“十四五”時期，推進“十三五”規(guī)劃明確的、尚未完成改造的煤電機組加快改造，其他煤電機組能改盡改?！笆逦濉睍r期推進存量煤電機組全面開展煤電靈活性改造。同時要求新建機組具備深度調節(jié)能力，最小技術出力達15%～25%。

　　二是加快開發(fā)抽水蓄能電站。重點推動目前已開工的抽水蓄能項目投產運行，盡早發(fā)揮系統(tǒng)調節(jié)作用；考慮將有條件的水電站改造成混合式抽蓄電站，成為常規(guī)抽水蓄能電站的有益補充。

　　三是氣價承受能力強、煤電建設受控的負荷中心增加氣電機組?？紤]我國氣源緊張和對外依存度高等特點，“十四五”時期應把氣電定位為調峰電源，重點布局在氣價承受能力較高的東中部地區(qū)和新能源快速發(fā)展的西北地區(qū)。針對調峰氣電利用小時數(shù)低的特點，通過容量市場和輔助服務市場保證氣電調峰的合理收益水平。

　　四是發(fā)揮龍頭水電站作用、優(yōu)化流域梯級水電聯(lián)合調度。龍頭水電站調節(jié)能力強，但開發(fā)難度大，導致前期開發(fā)的下游水電站調節(jié)性能發(fā)揮不足，豐枯期發(fā)電量相差巨大?！笆奈濉睍r期應優(yōu)先建設龍頭水電站，探索流域上下游梯級電站優(yōu)化聯(lián)合調度模式和對龍頭水電站的效益補償機制。

　　五是強化新型儲能規(guī)劃引導，深化各應用領域布局。合理定位新型儲能發(fā)展方向，著力從電力行業(yè)統(tǒng)籌源網(wǎng)荷儲協(xié)同規(guī)劃，因地制宜制定差異化儲能發(fā)展規(guī)劃。電源側儲能方面，積極引導風電、光伏發(fā)電項目配置儲能；電網(wǎng)側儲能方面，充分發(fā)揮儲能對提升電網(wǎng)靈活調節(jié)能力和安全穩(wěn)定水平的作用，在負荷中心配置儲能設施提供應急供電保障能力；用戶側儲能方面，有條件的地區(qū)可出臺專項補貼政策，鼓勵用戶在綜合能源園區(qū)、微電網(wǎng)、分布式電源等系統(tǒng)配置儲能設施。

　　（作者單位：國網(wǎng)能源研究院有限公司）