当前，我国可再生能源（含水电、风电、光伏、生物质）装机占总装机的比重约为42%，发电量占比约为30%。截至2021年6月底，我国可再生能源发电总装机9.71亿千瓦，其中风电装机2.92亿千瓦（陆上风电2.81亿千瓦、海上风电1113.4万千瓦）、光伏发电装机2.68亿千瓦，风电和光伏累计占比约为24%；全国可再生能源发电量达1.06万亿千瓦时，其中风电3441.8亿千瓦时，同比增长约44.6%；光伏发电1576.4亿千瓦时，同比增长约23.4%，风电和光伏累计占比约为14%，风电、光伏等可再生能源装机和发电量持续增长。随着双碳目标的推进，风电、光伏等可再生能源装机和发电量占比必将持续增长。

常规的调峰

电力系统的发用电功率实时平衡，由于光伏、风电等可再生能源发电呈现随机性和反调峰的特点，电力负荷结构多元化，日间及季节性峰谷差变大。同时，为保证可再生能源的消纳，常规机组需要降低出力，尤其在负荷低谷时电网调峰压力较大，电力系统面临严峻的调峰需求。

电力系统中调峰资源包括燃煤机组、抽水蓄能、燃气机组、核电机组、风电、光伏等常规调峰资源，还包括新型储能、电动汽车（V2G）、虚拟电厂、负荷需求响应等新型调峰资源。

燃煤机组和抽水蓄能是当前电力系统中主要的调峰资源。

燃煤机组仍是我国装机规模最大的电源类型，截止2020年底，我国煤电装机10.8亿kW，占比49.1%，发电量占比为60.8%。调峰一般分为基本调峰和有偿调峰，其中基本调峰范围一般为50%左右，根据电网的调峰需求和补偿资金情况调整，属于无偿服务；有偿调峰包括深度调峰以及启停调峰，可参与调峰辅助服务或电力现货市场获取收益，属于有偿服务。目前，多个地区均要求燃煤机组开展灵活性改造，最低出力可达到40%甚至30%额定容量以下，极大的提升了机组的调峰能力。但也要看出，深度调峰和启停调峰会造成增加供电煤耗，对机组设备带来损耗等影响，且由于调峰价格机制还未真实反映与服务水平相一致的收益，发电企业参与调峰的积极性不高，部分发电企业长期处于亏损状态，不利于市场的长期健康发展。

抽水蓄能仍是全球包括我国技术最成熟、装机规模最大的储能类型，抽水蓄能通过电能和水的势能的转换来进行调峰。根据CNESA统计，截至2020年底，我国抽水蓄能的累计装机规模31.79GW，在储能总装机占比中达到了89.3%。近期，国家发展改革委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，意见提出了优化抽水蓄能两部制电价政策，以竞争性方式形成电量电价，完善容量电价核定机制，通过政策机制促进抽水蓄能加快发展，为建设新能源为主体的新型电力系统提供保障。国家能源局综合司印发关于征求对《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》（征求意见稿）的函，提到2035年抽水蓄能规模将达到300GW，将有效保障双碳目标的实现。

电化学储能的调峰应用

以磷酸铁锂电池为主的电化学储能发展迅速，根据CNESA统计，截至2020年底，我国电化学储能累计装机规模330万kW，同比增长91.2%。近期，国家发展改革委和国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，到2025年，新型储能装机规模将达到3000万kW以上。

不管是电源侧、电网侧还是用户侧，储能在电力系统中均可发挥调峰等功能，我国输配电网一般按照分层分区的原则，储能可有效解决分区输配电网的调峰压力。目前，江苏、广东、山西、甘肃等多个地区已出台政策鼓励储能参与调峰市场交易，储能可作为独立主体或配合发电机组参与深度调峰和启停调峰，在东北地区，燃煤机组配合热电解耦的储能方式也取得了很好的应用。多数地区储能在风电、光伏侧的调峰服务还未完全放开，新能源配套储能参与调峰的积极性不高，后期随着市场价格机制的健全，电源侧储能在电力系统中将发挥重要的调峰优势。调峰也是电网侧储能的主要应用，2018年国内首批电网侧储能江苏镇江电网侧储能电站建设的最主要目的就在于解决当地夏季用电高峰的用电缺口问题。

在用户侧，利用价格机制低储高放进行峰谷差套利是主要应用方式，低储高放也是调峰的被动应用方式。近期，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，意见提出合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1，将促进用户侧储能的建设。同时，多地用户侧储能也在探索参与电网需求侧响应、调峰辅助服务等主动调峰服务。 

原标题：双碳系列（二）：新背景下的电化学储能、抽蓄、燃煤机组的调峰