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

“十三五”時期，我國新能源裝機規模保持快速增長，截至2020年年底，我國新能源發電裝機5.3億千瓦，超出規劃目標2億千瓦。與之相比，電力系統的調峰資源建設相對滯后，源、網、荷各環節的調節能力有待進一步提升。“十四五”時期，碳達峰、碳中和目標下，新能源發電將演變成電力系統的主力電源。如何在能源低碳轉型的同時補齊靈活性調節電源短板，是構建新型電力系統需要解決的關鍵問題之一。

電力系統調峰資源潛力有待進一步挖掘

“十三五”時期，電力系統調峰資源潛力有待進一步挖掘，常規煤電改造、抽水蓄能等靈活性調節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”地區約8000萬千瓦煤電機組完成靈活性改造，不到“十三五”規劃目標的40%。現行體制機制下，煤電機組靈活性改造后的調峰收益全部來源于發電側分攤費用，而不是來自整個電力系統的效益提升。煤電企業參與調峰獲得的收益難以補償發電量的損失，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。

天然氣發電方面，截至2020年年底，我國氣電裝機規模為9800萬千瓦，低于“十三五”規劃目標。現有氣電機組中，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。其中華北地區以熱電聯產為主，實行“以熱定電”的運行方式；華中、華東地區的氣電早期以調峰為主，后期為滿足工業熱負荷需求，熱電聯產規模快速提升。“十三五”以來，受到天然氣供應和成本影響，我國天然氣發電增長比較緩慢，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《輸配電定價成本監審辦法》規定，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（區域電網）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。

常規水電方面，我國具有調節能力的水電機組裝機規模小、比重低，且水電調節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，實際可發揮的調節能力不如預期。以四川為例，具有季度、年調節能力的水電站裝機僅占水電總裝機的36%，枯期調節能力較強，但豐期基本滿發，調節空間很小。

核電方面，核電尚不具備日跟蹤調節能力。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、頻繁參與系統調峰，參與調峰的頻次及深度不能完全滿足電網需要。

“十四五”時期，靈活性資源需求將進一步增加

進入“十四五”，新能源裝機規模快速增長和負荷峰谷差持續拉大成為趨勢，電力系統對靈活性資源的需求將進一步增加。“十四五”時期，國家電網有限公司經營區調峰平衡主要有以下特點：

● 負荷峰谷差是“十四五”時期系統調峰需求的主要來源。

到“十四五”末，國家電網經營區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。隨著新能源裝機規模快速增長和用電結構深刻調整，“十四五”時期，國家電網經營區靈活性資源需求量會持續增長，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、山東等地已經出現午間光伏大發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電出力快速下降的午后時段均存在調節需求。

● 各區域的新能源調峰需求存在差異。

分區域來看，新能源調峰需求占系統總調峰需求的比重與各區域新能源裝機規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，其他區域大體相當。負荷峰谷差調峰需求占系統調峰需求的比重跟區域負荷特性、體量密切相關，華東區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靈活性資源總供應量比重方面，西北、華北送端地區最大，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，國家電網經營區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%。分地區來看，“三華”地區和西北地區是靈活性資源增量集中區域。

多方面發力增加系統調峰資源

一是提高煤電機組靈活調節能力。對于存量機組，持續推進靈活性改造，“十四五”時期，推進“十三五”規劃明確的、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。“十五五”時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能力，最小技術出力達15%～25%。

二是加快開發抽水蓄能電站。重點推動目前已開工的抽水蓄能項目投產運行，盡早發揮系統調節作用；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。考慮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和新能源快速發展的西北地區。針對調峰氣電利用小時數低的特點，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。

四是發揮龍頭水電站作用、優化流域梯級水電聯合調度。龍頭水電站調節能力強，但開發難度大，導致前期開發的下游水電站調節性能發揮不足，豐枯期發電量相差巨大。“十四五”時期應優先建設龍頭水電站，探索流域上下游梯級電站優化聯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劃引導，深化各應用領域布局。合理定位新型儲能發展方向，著力從電力行業統籌源網荷儲協同規劃，因地制宜制定差異化儲能發展規劃。電源側儲能方面，積極引導風電、光伏發電項目配置儲能；電網側儲能方面，充分發揮儲能對提升電網靈活調節能力和安全穩定水平的作用，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，有條件的地區可出臺專項補貼政策，鼓勵用戶在綜合能源園區、微電網、分布式電源等系統配置儲能設施。