随着能源清洁化转型的推进、负荷侧随机性波动的增加，电力系统的平衡特征和方式正在发生深刻变化，维持系统平衡的难度加大，调峰资源缺乏的问题日益凸显。
“十三五”时期，我国新能源装机规模保持快速增长，截至2020年年底，我国新能源发电装机5.3亿千瓦，超出规划目标2亿千瓦。与之相比，电力系统的调峰资源建设相对滞后，源、网、荷各环节的调节能力有待进一步提升。“十四五”时期，碳达峰、碳中和目标下，新能源发电将演变成电力系统的主力电源。如何在能源低碳转型的同时补齐灵活性调节电源短板，是构建新型电力系统需要解决的关键问题之一。
电力系统调峰资源潜力有待进一步挖掘
“十三五”时期，电力系统调峰资源潜力有待进一步挖掘，常规煤电改造、抽水蓄能等灵活性调节电源建设较慢等因素使得调峰资源供应结构问题突出。
煤电灵活性改造方面，截至2020年年底，“三北”地区约8000万千瓦煤电机组完成灵活性改造，不到“十三五”规划目标的40%。现行体制机制下，煤电机组灵活性改造后的调峰收益全部来源于发电侧分摊费用，而不是来自整个电力系统的效益提升。煤电企业参与调峰获得的收益难以补偿发电量的损失，主动参与调峰的积极性不高。这些因素影响了煤电灵活性改造的进度。
天然气发电方面，截至2020年年底，我国气电装机规模为9800万千瓦，低于“十三五”规划目标。现有气电机组中，超过90%的机组分布在中东部清洁能源利用压力较小的地区。其中华北地区以热电联产为主，实行“以热定电”的运行方式；华中、华东地区的气电早期以调峰为主，后期为满足工业热负荷需求，热电联产规模快速提升。“十三五”以来，受到天然气供应和成本影响，我国天然气发电增长比较缓慢，新增燃气电站主要分布在北京、上海、江苏、浙江和广东等地。
抽水蓄能方面，截至2020年年底，我国抽水蓄能装机规模达3149万千瓦，占电源总装机的1.5%。2019年5月公布的《输配电定价成本监审办法》规定，抽水蓄能电站成本费用不计入输配电定价成本。容量电费或由省级电网（区域电网）公司垫付，或由抽水蓄能电站自付，对抽水蓄能电站经营产生较大影响。
常规水电方面，我国具有调节能力的水电机组装机规模小、比重低，且水电调节能力受来水情况制约，存在明显的丰枯季差异。同时，水电站需考虑防洪、灌溉和航运需求，实际可发挥的调节能力不如预期。以四川为例，具有季度、年调节能力的水电站装机仅占水电总装机的36%，枯期调节能力较强，但丰期基本满发，调节空间很小。
核电方面，核电尚不具备日跟踪调节能力。我国核电机组正常情况下一般保持额定功率运行，从技术标准、操作规范、运行经验等方面来看，国内核电机组还无法广泛、频繁参与系统调峰，参与调峰的频次及深度不能完全满足电网需要。
“十四五”时期，灵活性资源需求将进一步增加
进入“十四五”，新能源装机规模快速增长和负荷峰谷差持续拉大成为趋势，电力系统对灵活性资源的需求将进一步增加。“十四五”时期，国家电网有限公司经营区调峰平衡主要有以下特点：
● 负荷峰谷差是“十四五”时期系统调峰需求的主要来源。
到“十四五”末，国家电网经营区调峰需求将仍以负荷峰谷差调峰需求为主，同时新能源调峰需求也将快速增长。随着新能源装机规模快速增长和用电结构深刻调整，“十四五”时期，国家电网经营区灵活性资源需求量会持续增长，在新能源利用率95%的目标下，2025年将比2020年增长40%以上。同时，河北、山东等地已经出现午间光伏大发导致晚高峰时段平衡压力加剧的情况，午夜负荷低谷时段与光伏发电出力快速下降的午后时段均存在调节需求。
● 各区域的新能源调峰需求存在差异。
分区域来看，新能源调峰需求占系统总调峰需求的比重与各区域新能源装机规模和出力特性紧密相关。西北新能源调峰需求的占比最大，西南此类需求占比最小，其他区域大体相当。负荷峰谷差调峰需求占系统调峰需求的比重跟区域负荷特性、体量密切相关，华东区域此类需求占比最大，华中、华北次之，西南最小。
● 调峰资源供应与需求基本平衡，煤电仍是调峰资源供应主体。
考虑到煤电灵活性改造目标的完成，2025年煤电可提供的灵活性资源规模占比将超过50%，抽水蓄能和储能可提供的灵活性资源占比将接近四分之一。煤电灵活性资源占地区灵活性资源总供应量比重方面，西北、华北送端地区最大，西南在以水电为主的电源结构下比重最小。抽水蓄能和储能等灵活性资源占地区灵活性资源总供应量的比重与建设布局相匹配，华中、东北地区的占比较大，西南的占比最小。
● 从“十四五”调峰资源供应能力增量看，抽水蓄能和储能占比最大。
“十四五”时期，国家电网经营区增加的灵活性资源供应能力中，以抽水蓄能和储能等类型的灵活性资源供应能力增加占比最高，达到49%。分地区来看，“三华”地区和西北地区是灵活性资源增量集中区域。
多方面发力增加系统调峰资源
一是提高煤电机组灵活调节能力。对于存量机组，持续推进灵活性改造，“十四五”时期，推进“十三五”规划明确的、尚未完成改造的煤电机组加快改造，其他煤电机组能改尽改。“十五五”时期推进存量煤电机组全面开展煤电灵活性改造。同时要求新建机组具备深度调节能力，最小技术出力达15%～25%。
二是加快开发抽水蓄能电站。重点推动目前已开工的抽水蓄能项目投产运行，尽早发挥系统调节作用；考虑将有条件的水电站改造成混合式抽蓄电站，成为常规抽水蓄能电站的有益补充。
三是气价承受能力强、煤电建设受控的负荷中心增加气电机组。考虑我国气源紧张和对外依存度高等特点，“十四五”时期应把气电定位为调峰电源，重点布局在气价承受能力较高的东中部地区和新能源快速发展的西北地区。针对调峰气电利用小时数低的特点，通过容量市场和辅助服务市场保证气电调峰的合理收益水平。
四是发挥龙头水电站作用、优化流域梯级水电联合调度。龙头水电站调节能力强，但开发难度大，导致前期开发的下游水电站调节性能发挥不足，丰枯期发电量相差巨大。“十四五”时期应优先建设龙头水电站，探索流域上下游梯级电站优化联合调度模式和对龙头水电站的效益补偿机制。
五是强化新型储能规划引导，深化各应用领域布局。合理定位新型储能发展方向，着力从电力行业统筹源网荷储协同规划，因地制宜制定差异化储能发展规划。电源侧储能方面，积极引导风电、光伏发电项目配置储能；电网侧储能方面，充分发挥储能对提升电网灵活调节能力和安全稳定水平的作用，在负荷中心配置储能设施提供应急供电保障能力；用户侧储能方面，有条件的地区可出台专项补贴政策，鼓励用户在综合能源园区、微电网、分布式电源等系统配置储能设施。
（作者单位：国网能源研究院有限公司）
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