近日，國家層面為挖掘系統靈活性資源潛力，出臺了多個文件。例如，國家發改委鼓勵發電企業通過自建或購買調峰儲能能力的方式增加可再生能源發電裝機并網規模，國家能源局華中監管局也于近日發布《新型主體參與華中電力調峰輔助服務市場規則（征求意見稿）》。

除了國家層面挖潛調峰外，多地也在不斷加碼深度調峰——國網華北分部、京津唐電網開展火電機組20%深度調峰改造、山東存量煤電機組按30%—40%的最小技術出力水平改造、山西八成以上火電機組參與深度調峰等。

在受訪的業內人士看來，“十四五”期間，我國負荷峰谷差加大是系統調峰需求的主要來源。新能源快速增長和負荷峰谷差持續拉大成為趨勢，新能源“極熱無風、夜間無光”特征突出，對電力保障穩定供應、實時平衡提出了新要求、新挑戰。

負荷峰谷差是系統調峰需求主要來源

受訪的業內人士普遍認為，“負荷側帶來的調峰需求更大”。未來第二產業用電占比逐步降低，第三產業和居民生活用電占比不斷提升。與第二產業相比，第三產業和居民生活用電日負荷曲線的日負荷率更低、峰谷差更大。“經過測算，我們判斷負荷峰谷差帶來的調峰需求將大于新能源帶來的調峰需求。”一位不愿具名研究人士接受記者采訪時表示。

最典型的負荷調峰是今年1月寒潮期間，出現了冬季高峰大于夏季高峰的情況，負荷同比突增20%，在發電側“火力全開”、電網側手段用盡、負荷側按需管理的情況下，總體上確保了電力電量平衡。“寒潮等極端氣候下電力需求明顯增加，保障電力供應難度大。我國中東部非供暖區域過去35年共發生寒潮43次，單次最大影響面積為110萬平方公里，氣溫最高下降14℃，負荷最大增長達2億千瓦。”中國工程院院士、西安交通大學電氣工程學院名譽院長邱愛慈表示，目前，電網已進入緊平衡時代，未來供電保障壓力還將不斷增加。

華南理工大學電力學院電力經濟與電力市場研究所所長陳皓勇對記者表示，我國電源結構仍以煤電為主體，靈活性不足，調峰能力有限。系統調峰資源除了需求響應外，還有抽水蓄能、新型儲能以及常規水電、氣電、火電靈活性改造等。“隨著風、光在內的新能源大規模接入，電力系統調峰壓力日益增大，特別是低谷調峰能力嚴重不足。”

國網能源研究院有限公司能源戰略與規劃研究所高級研究員楊捷預計，“十四五”末，國網經營區調峰需求仍以負荷峰谷差調峰需求為主，約占總需求的2/3，同時新能源調峰需求快速增長。隨著新能源規模快速增長和用電結構深度調整，“十四五”期間，國網經營區靈活性資源需求仍將持續增長。

向新能源利用率與發電量占比兼顧轉變

除了負荷峰谷差調峰外，“十四五”新能源帶來的調峰需求同樣不容小覷。有研究表明，新能源發電量占比超過10%，新能源接入引起的系統成本將顯著上升。在業內人士看來，新能源消納模式應該追求“合理利用率”，即在允許一定的棄風、棄光和切負荷的情況下，追求全系統的綜合成本最小。

上述研究人士表示，從能源供應系統全局出發，新能源消納水平理論上存在總體最經濟的“合理值”。新能源“合理利用率”可定義為：使全社會電力供應成本最低的利用率。總體來看，新能源發展規模隨利用率控制目標降低而增加，電力供應成本則呈“U型曲線”變化，拐點即對應經濟性最優的新能源規模和合理利用率。“各省電源結構和負荷特性不同，若都以95%利用率水平作為目標，并不一定是最科學和最經濟的，既給電力系統帶來巨大的調度和運行壓力，也影響了新能源的合理發展和科學利用。”

邱愛慈也認為，以新能源利用率為目標布局發展新能源，加之系統調峰能力存在缺額，不足以支撐高比例新能源消納。隨著新能源裝機容量增加，新能源電量占比不斷提高，新能源利用率將呈現逐漸下降趨勢。“我們預測，2030年，以新能源發電量最大為目標布局新能源，可提升新能源電量占比1.75個百分點，但新能源利用率會降低1.87個百分點。隨著新能源裝機占比的不斷提升，新能源對電量平衡的支撐作用明顯，但對電力平衡支撐能力較弱，不足以保障高比例新能源接入電力系統的供電可靠性。”

邱愛慈表示，若“十四五”新增跨區跨省輸電工程按照計劃投產，已建在建通道全部達到設計輸電能力，2025年新能源發電量預計可達1.31萬億千瓦時，利用率為95%，電量占比17%；2030年新能源發電量1.98萬億千瓦時，利用率91%，電量占比為22%。“新能源電量滲透率與利用率間相互制約，以新能源利用率為目標的消納模式亟需向兼顧新能源利用率與發電量占比轉變。”

各地應急負荷亟需形成合力

應對電網調峰壓力，陳皓勇認為，從電網側來講，一是需要從結構上提高電網調峰能力，如增建抽水蓄能、新型儲能、氣電，加強火電靈活性改造，發展需求響應和虛擬電廠技術等；二是提高電網調度控制水平；三是積極穩妥地開展體制機制改革和創新。

受訪的業內人士還提出，調峰壓力是由“源-網-荷”三者共同產生，也應該由三者共同解決。就調峰現狀而言，電網從調度層面已經通過抽水蓄能、省間互濟、臨時市場等方式來緩解調峰壓力，未來還需要通過建立跨區域調節的市場化機制，在全國范圍內實現調峰資源的配置。

以長三角地區用電量為例，各省資源稟賦和結構差異較大，目前調峰難的問題已由上海電網擴展到江蘇電網、浙江電網以及安徽電網等多個電網。但各省調峰資源忙閑不均，全網系統優化作用尚未充分發揮，應急互備能力有待提升。“在各省應急負荷側響應資源尚未統籌共享形成合力的當下，亟需探索省市應急負荷側響應資源統籌共享機制，發揮協同倍數效益。”上述研究人士建議。

邱愛慈表示，在跨區直流運行方式靈活性欠缺的情況下，新能源跨區消納難度大。當前，特高壓直流通道多按二段式運行，不能有效跟隨送、受端新能源和負荷特性。“我們測算，2030年，送、受端電網新能源利用率將分別由當前的98%、100%降至85%、95%左右，在送、受端電網新能源同時受限消納的情況下，電網跨區互濟作用會凸顯，對跨區直流通道運行方式靈活性也提出更高要求。”