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當前，我國可再生能源（含水電、風電、光伏、生物質）裝機占總裝機的比重約為42%，發(fā)電量占比約為30%。截至2021年6月底，我國可再生能源發(fā)電總裝機9.71億千瓦，其中風電裝機2.92億千瓦（陸上風電2.81億千瓦、海上風電1113.4萬千瓦）、光伏發(fā)電裝機2.68億千瓦，風電和光伏累計占比約為24%；全國可再生能源發(fā)電量達1.06萬億千瓦時，其中風電3441.8億千瓦時，同比增長約44.6%；光伏發(fā)電1576.4億千瓦時，同比增長約23.4%，風電和光伏累計占比約為14%，風電、光伏等可再生能源裝機和發(fā)電量持續(xù)增長。隨著雙碳目標的推進，風電、光伏等可再生能源裝機和發(fā)電量占比必將持續(xù)增長。

常規(guī)的調峰

電力系統(tǒng)的發(fā)用電功率實時平衡，由于光伏、風電等可再生能源發(fā)電呈現(xiàn)隨機性和反調峰的特點，電力負荷結構多元化，日間及季節(jié)性峰谷差變大。同時，為保證可再生能源的消納，常規(guī)機組需要降低出力，尤其在負荷低谷時電網調峰壓力較大，電力系統(tǒng)面臨嚴峻的調峰需求。

電力系統(tǒng)中調峰資源包括燃煤機組、抽水蓄能、燃氣機組、核電機組、風電、光伏等常規(guī)調峰資源，還包括新型儲能、電動汽車（V2G）、虛擬電廠、負荷需求響應等新型調峰資源。

燃煤機組和抽水蓄能是當前電力系統(tǒng)中主要的調峰資源。

燃煤機組仍是我國裝機規(guī)模最大的電源類型，截止2020年底，我國煤電裝機10.8億kW，占比49.1%，發(fā)電量占比為60.8%。調峰一般分為基本調峰和有償調峰，其中基本調峰范圍一般為50%左右，根據電網的調峰需求和補償資金情況調整，屬于無償服務；有償調峰包括深度調峰以及啟停調峰，可參與調峰輔助服務或電力現(xiàn)貨市場獲取收益，屬于有償服務。目前，多個地區(qū)均要求燃煤機組開展靈活性改造，最低出力可達到40%甚至30%額定容量以下，極大的提升了機組的調峰能力。但也要看出，深度調峰和啟停調峰會造成增加供電煤耗，對機組設備帶來損耗等影響，且由于調峰價格機制還未真實反映與服務水平相一致的收益，發(fā)電企業(yè)參與調峰的積極性不高，部分發(fā)電企業(yè)長期處于虧損狀態(tài)，不利于市場的長期健康發(fā)展。

抽水蓄能仍是全球包括我國技術最成熟、裝機規(guī)模最大的儲能類型，抽水蓄能通過電能和水的勢能的轉換來進行調峰。根據CNESA統(tǒng)計，截至2020年底，我國抽水蓄能的累計裝機規(guī)模31.79GW，在儲能總裝機占比中達到了89.3%。近期，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，意見提出了優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價政策，以競爭性方式形成電量電價，完善容量電價核定機制，通過政策機制促進抽水蓄能加快發(fā)展，為建設新能源為主體的新型電力系統(tǒng)提供保障。國家能源局綜合司印發(fā)關于征求對《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》（征求意見稿）的函，提到2035年抽水蓄能規(guī)模將達到300GW，將有效保障雙碳目標的實現(xiàn)。

電化學儲能的調峰應用

以磷酸鐵鋰電池為主的電化學儲能發(fā)展迅速，根據CNESA統(tǒng)計，截至2020年底，我國電化學儲能累計裝機規(guī)模330萬kW，同比增長91.2%。近期，國家發(fā)展改革委和國家能源局發(fā)布的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》提出，到2025年，新型儲能裝機規(guī)模將達到3000萬kW以上。

不管是電源側、電網側還是用戶側，儲能在電力系統(tǒng)中均可發(fā)揮調峰等功能，我國輸配電網一般按照分層分區(qū)的原則，儲能可有效解決分區(qū)輸配電網的調峰壓力。目前，江蘇、廣東、山西、甘肅等多個地區(qū)已出臺政策鼓勵儲能參與調峰市場交易，儲能可作為獨立主體或配合發(fā)電機組參與深度調峰和啟停調峰，在東北地區(qū)，燃煤機組配合熱電解耦的儲能方式也取得了很好的應用。多數(shù)地區(qū)儲能在風電、光伏側的調峰服務還未完全放開，新能源配套儲能參與調峰的積極性不高，后期隨著市場價格機制的健全，電源側儲能在電力系統(tǒng)中將發(fā)揮重要的調峰優(yōu)勢。調峰也是電網側儲能的主要應用，2018年國內首批電網側儲能江蘇鎮(zhèn)江電網側儲能電站建設的最主要目的就在于解決當?shù)叵募居秒姼叻宓挠秒娙笨趩栴}。

在用戶側，利用價格機制低儲高放進行峰谷差套利是主要應用方式，低儲高放也是調峰的被動應用方式。近期，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，意見提出合理確定峰谷電價價差，上年或當年預計最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1，將促進用戶側儲能的建設。同時，多地用戶側儲能也在探索參與電網需求側響應、調峰輔助服務等主動調峰服務。 

原標題：雙碳系列（二）：新背景下的電化學儲能、抽蓄、燃煤機組的調峰