高比例可再生能源電力系統調峰問題綜述

和萍，宮智杰，靳浩然，董杰，云磊

(鄭州輕工業大學電氣信息工程學院，鄭州市 450002)

0 引 言

2010年以來，我國可再生能源發電設備的裝機容量保持快速增長態勢。根據國家能源局的統計，截至到2021年底，全國發電裝機容量約為23.8億kW，同比增長7.9%。其中，風電裝機容量約3.3億kW，同比增長16.6%；太陽能發電裝機容量約3.1億kW，同比增長20.9%。在發電量方面，風電發電量為6 556億kW·h，占全部發電量的7.83%；光伏發電量為3 270億kW·h，占全部發電量的3.9%；兩者累計發電量占全部發電量的占比已突破10%，達到11.73%[1]。我國為力爭實現2030年前碳達峰、2060年前碳中和的“雙碳”目標，勢必會進一步增加可再生能源發電占比。我國提出將要在2030年前實現風力發電與光伏發電合計容量超過1 200 GW的建設目標。“雙碳”目標的實現意味著在未來20～30年的時間內，我國電力系統電源結構將發生巨變，可再生能源的利用也必須實現大跨度的發展。同樣，為適應電源結構的改變，其他電源、電力系統結構與技術、負荷也將隨之做出相應的改變與調整。

電能不同于其他形式的能源，目前依然不能大量儲存。電網電能的使用要求供需平衡，即電廠的發電量與用戶的用電量要在短時間內保持平衡。當供需平衡被打破時，將會對發電機和系統的安全運行帶來嚴重影響，發生頻率崩潰現象。這就需要相應的手段來進行電力系統調峰，保持電力供需平衡。電力系統調峰問題是伴隨著電力系統一同出現的，且會長期存在。在我國以煤電為主的傳統電力系統，面對調峰問題所采取的方式一般為通過控制鍋爐進煤量，從而控制汽輪機轉矩與火力發電機電磁轉矩保持相同，將發電機轉速保持在合適的范圍內。另外，也會通過峰谷電價對用戶用電和蓄水電站等調峰設施建設進行指導，滿足調峰需求。

風力、光伏等非水力可再生能源發電與負荷之間在時空分布特性上差別較大。隨著可再生能源裝機容量不斷擴大，火電機組的逐步退出，以控制火力發電出力的傳統調峰方式將難以滿足系統調峰需求。

造成供需不平衡的原因有很多，主要分為時間上不平衡和空間上不平衡兩種[2]：

1)可再生能源出力的隨機性、調峰資源的容量與功率限制以及負荷曲線的變化三者之間的矛盾，是造成高比例可再生能源電力系統在多個時間尺度上電力、電量不平衡的主要原因。平衡三者之間的關系，提高系統整體的靈活性，使出力曲線與負荷曲線能夠更好地擬合，是解決這類問題的根本途徑。這就要求可再生能源出力在各類調峰資源的調控下變得平穩可調節的同時，負荷曲線也盡可能地減小峰谷差與變化率，減小電源與調峰資源的調峰壓力。實現以上變化，需要國家政策、技術發展、技術經濟性改造以及市場環境多方面共同支持。

2)可再生能源機組為盡可能提高發電量，其選址往往與調峰資源和負荷中心相距較遠。再加上高電壓輸電線路較少、輸電量限制等因素造成高比例可再生能源電力系統電力、電量在空間上不平衡。因此，需要建設更多的輸電線路，使得電源、調峰資源、負荷之間的聯系更加緊密，采取更加有利、經濟的調度策略實現電力、電量空間平衡。

為緩解高比例可再生能源電力系統的調峰壓力，文獻[3]論述了依靠儲能來調節發電側的峰谷差以實現可再生能源并網電力系統的調峰。文獻[4]論述了依靠火電廠的靈活性改造來滿足電力系統調峰。文獻[5]研究了核電在保證自身安全運行的前提下，通過提高其靈活性參與高比例可再生能源電力系統調峰的方法。文獻[6]論述了需求響應參與高比例可再生能源電力系統調峰的重要性，并提供了響應的經濟性調度策略。但依靠單一的調峰手段無法滿足高比例可再生能源的調峰需求。本文將針對解決未來高比例可再生能源電力系統調峰這一問題的相關手段進行綜述性分析與展望。

1 高比例可再生能源電力系統調峰挑戰

1.1 電力系統調峰問題

電力系統調峰要求電力供需保持動態平衡，調峰性能差將導致電力系統頻率波動、電壓波動等一系列問題，這就要求發電機輸出功率能有足夠的上下限余量，滿足負荷增減變化的需求。另外，為了滿足機組出力曲線和負載曲線高的擬合性，就要求機組有一定的爬坡能力，即能夠跟隨負荷曲線快速變化出力的能力。各行各業電力需求將隨著我國社會經濟水平不斷提高而提高。負荷的有功功率是隨時間不斷變化的。每天、每周、每季度的負荷都存在高峰和低谷，夜間的用電量要小于白天、傍晚的用電量，節假日用電量要小于工作日用電量，春秋季用電量要小于夏季冬季等。

1.2 可再生能源發電特性

從可再生能源發電的時間分布來看，文獻[7]分析了某省份風電的接入對電力系統調峰的影響，全年風電正調峰概率為25.3%，反調峰概率為74.7%。文獻[8]分析得出夜間是風電反調峰的災區，夜間是風電高發、負荷低谷時期。光伏發電也面臨同樣的問題，日負荷的高峰期是在18：00—21:00，此時光伏發電對電力系統平衡貢獻幾乎為零。

從可再生能源發電的空間分布來看，文獻[9]從風速和風功率密度方面，對風力資源進行了分析。我國東北三省到新疆地區、沿海及其島嶼地區、臺灣海峽地區風能資源豐富穩定，利于開發。文獻[10]從空氣冷熱的角度，分析了我國風能資源質量，由北到南風能資源逐漸降低。

經文獻[11]分析與估算，我國陸地表面所接受太陽輻射能每年約相當于標準煤4.9萬億t，達到了1.47×108億kW·h。但分布不均，太陽能的高值中心和低值中心都處在北緯22°～35°一帶，太陽年輻射總量西部地區高于東部地區，而且除西藏和新疆2個自治區外，基本上是南部低于北部。

我國風電光伏裝機容量前五的省份，其累計裝機容量如表1所示，其中內蒙古、新疆為非能耗大省份，但可再生能源豐富，裝機容量大，電力外送意愿強烈。

表1 我國風電光伏累計裝機容量省份排名(前五)Table 1 Ranking of provinces with cumulative installed capacity of photovoltaic and wind power in China (top five)

1.3 未來高比例可再生能源電力系統調峰問題

根據國家能源局發布的數據，目前我國個別省份風電光伏裝機占比已接近或超過本省總裝機容量的50%(青海省61.5%，河北省49.4%，甘肅省46.6%)。由于省內消費水平以及調峰資源數量有限，導致部分風電光伏機組未能并網運行，而并網運行機組則產生棄風、棄光現象，甘肅省棄風、棄光率一度超過30%和20%。未來可再生能源并網比例不斷增高，在電力系統調峰資源配置不合理的情況下，將會出現以下主要問題：

1)風電光伏同處出力低谷時造成高比例可再生能源電力系統暫時性電力短缺：風電光伏等可再生能源因其出力間歇性問題會造成大量的電力過剩或者緊缺，過量安裝風電光伏機組雖可解決此類部分問題，但會造成嚴重的資源浪費。

2)風、光等可再生能源距調峰資源、負荷中心較遠，調峰資源難以調用：未來風電光伏機組或成為電力系統主要出力機組，風光資源與調峰資源、經濟負荷中心空間上的不重合會造成電網的頻繁調度，增加聯絡線負擔，降低系統整體運行的經濟性與可靠性。

3)高比例可再生能源出力受氣候影響波動巨大，挑戰電網安全運行：面對負荷波動問題，單純依靠風電光伏電源難以解決，且風電光伏出力也伴隨著劇烈波動。現有調峰機組跟隨性差、爬坡速率低以及反應速度慢，各項指標均難以滿足負荷快速變化的需求。

為解決以上難題，大量研究者提出了包括儲能調峰、電源互補調峰、需求響應調峰等多種手段，但都有其局限性。以抽水蓄能為代表的部分手段，技術成熟、成本低，但受到環境資源的約束，難以大規模開發；以火電靈活性改造為代表的部分手段，技術難度適中，但運行成本高，有較高的安全性要求；以氫儲能為代表的部分手段，有較好的未來前景，但目前技術可靠性與經濟性都較差，還需大量研究、摸索建設示范工程。調峰手段的發展應用要考慮眾多因素，如圖1所示。各類調峰手段在滿足可靠性的前提下，不斷提高其技術經濟性，得到市場認可并實現大規模應用，是未來高比例可再生能源調峰方面需考慮發展的關鍵。

圖1 調峰方式發展考慮因素及其權重Fig.1 Development considerations and weight of peak-shaving means

2 調峰手段現狀與研究方向

2.1 儲能調峰發展現狀

儲能系統參與調峰的方式是當發電量高于負荷用電量時儲存電能，在負荷用電量高于發電量時釋放電能，以達到在時序上供需平衡、削峰填谷的目的[12]。不同的儲能手段有著不同的成本與特性，本節將從多種類型儲能的配備、特點、成本、發展趨勢等多方面進行總結分析。

2.1.1 化學電池

為解決電力系統調峰等功率相關問題，文獻[13]重點分析了可再生能源發電中電池儲能系統的構建方案，包括配置方式、電池系統、功率調節系統和系統集成。根據國家要求，當前建設風電場、光伏電站需配備其裝機容量20%的儲能，部分省市要求其配備容量甚至達到50%。文獻[14]總結了電力系統調峰所利用的儲能電池種類，包括鋰離子電池、鈉硫電池、全釩液流電池等。

在集中式發電場景下，文獻[15]結合電力市場峰谷電價相關政策，利用儲能電池改變可再生能源發電的時序特性，使配備化學電池儲能的風電場能夠一定程度參與本地的電力調度，以提高其并網經濟性。在分布式發電場景下，文獻[16]在提高分布式發電經濟運行水平的同時，解決其因體量小導致的電壓和頻率穩定性差、諧波多、電能質量差等諸多問題。文獻[17]利用儲能較快的電能吞吐速度，抑制微網運行受到各種干擾導致功率不平衡所引起的電力系統震蕩，在孤島運行時保證分布式發電輸出頻率。

化學電池已經開始參與到電力系統調峰之中，但目前仍因政策原因，被動與風電場、光伏電站捆綁建設，無獨立盈利能力。未來，隨著調峰服務市場、電池階梯利用技術、電池安全管理技術逐漸成熟，其將成為高比例可再生能源電力系統調峰主要方式之一。

2.1.2 蓄水電站

在用電低谷與用電高峰時，蓄水電站電機的抽放水操作能夠實現電能與勢能的轉化，可有效滿足系統調峰需要[18]。文獻[19]總結抽水蓄能電站響應速度為秒至分鐘級，效率在80%左右，循環壽命相對較長，技術最為成熟，可實現大規模儲能調峰。但其建設條件相對苛刻，建設容量受自然環境影響，選址困難，建設周期長，一般從立項選址到投入使用要經過近10年的時間，無法滿足可再生能源短時間快速增長所帶來的調峰需求。

文獻[20]提出了利用海水進行抽水蓄能調峰。由于海水抽水蓄能電站使用的是海水而非淡水，水輪發電機的結構設計和技術材料等，都有不同于內陸淡水抽水蓄能電站的特殊要求，額外的要求會增加建設成本，但是隨著未來淡水資源匱乏以及環境保護力度加大，海水蓄水電站的環境成本能夠大大降低。

從經濟性看，文獻[21-22] 分析了蓄水電站在峰谷電價定價合理且保證足夠的利用小時數，才能有優秀的經濟性表現。蓄水電站在運營過程中維護成本相對較低，雖然土地價格、環保成本等因素會導致其建設成本上漲，但隨著可再生能源大規模并網、運行方式優化，其年利用小時數將不斷提高，因此未來蓄水電站儲能相較于其他儲能方式在經濟性方面依然占優[23-24]。文獻[25]提出，由于蓄水電站的地理位置與能源中心和負荷中心相對較遠，大量的蓄水電站建設使用將增加電網負擔。文獻[26]綜合考慮蓄水電站優缺點后，認為其適合作為優先調峰方式，可作為電力系統調峰的基底部分。

2.1.3 氫儲能

2022年3月國家發展改革委發布《氫能產業發展中長期規劃(2021—2035年)》，指出氫能的發展對減少二氧化碳等溫室氣體排放、實現我國“雙碳”目標具有重要意義。

氫能發展應充分發揮其周期長、容量大的儲能優勢，探索“風光水電+氫儲能”一體化應用新模式。文獻[27]對氫能在未來調峰方面的利用進行了預測，作為新能源的一種，擁有清潔低碳、較低成本、未來用途更加廣泛的氫氣是電力系統調峰問題解決方案之一。文獻[28]指出氫儲能調峰的優勢在于：氫能可以以多種形態長期保存，在滿足長時間跨度調峰需求的同時，可作為燃料電池或氣負荷用于其他領域。根據氫能產業發展論壇暨協鑫氫能戰略發布會等相關論壇數據， 2021年我國氫氣全年產量中有62%來自煤制氫，19%為天然氣制氫，電解水制氫因生產成本高占比較低，其中零碳排的可再生能源制氫產量更是僅占總額的1%。

文獻[29]對氫能調峰經濟性方面進行分析，電力制氫難以大規模推廣的主要原因是在于其成本相較于化石燃料制氫要高出一倍有余。如何降低可再生能源電力制氫成本，提高制氫收益，是氫儲能調峰能否大規模應用的關鍵所在。

首先在成本方面，文獻[30]分析認為電解水制氫主要成本為電力以及制氫設備電解槽，在采用最低成本的風電和最低成本電解槽的情況下，電解水制氫成本與化石燃料制氫基本持平。隨著技術成熟，預計于2035年電解水制氫將具有競爭力，2040年其成本將低于化石燃料制氫。在制氫的收益方面，文獻[31]認為，隨著我國電力市場機制成熟，新能源汽車市場不斷擴大以及其動力來源由化學電池向燃料電池轉型，制氫行業利潤將不斷提高。

2.1.4 超級電容

超級電容器擁有反應速度快、生命周期長、循環次數多、造價高、容量小等特點，目前被廣泛應用于軌道交通、新能源汽車、起重機以及其他工業領域等在進行電磁制動時需要瞬時儲存大量電能的情形[32]。超級電容在電力系統調峰方面，只能作為其他主流調峰方式的輔助[33]。如當風、光發電發生快且短暫的功率波動時，超級電容器將快速投入，平抑功率波動。當風、光發電功率進一步上升或下降時，其他主流調峰方式將在超級電容反應時間后啟動，進行調峰工作[34]。在超級電容器與其他調峰方式配合形成的電力系統調峰集合，將擁有更快的調峰反應速度、更大的儲存容量、更廣闊的應用場景。目前我國在超級電容領域技術整體仍然落后于國外。雖然超級電容在國內交通、國防、內存、醫療以及新能源電力行業有著廣泛的應用，但市場供給仍以國外進口為主。

2.1.5 儲能調峰方式對比

將上述化學電池、蓄水電站、氫儲能、超級電容四種調峰方式匯總對比，如圖2所示。儲能調峰都擁有單次投資成本大、邊際成本低的特點，都適合應用于大規模風光電場群的功率輸出調節。缺點在于經濟性較差，化學電池與超級電容材料成本高、回收成本高，蓄水電站高度依賴自然資源，氫儲能在于技術成本高、儲存成本高等。

圖2 多種儲能調峰方式優劣對比分析圖Fig.2 Comparative analysis of advantages and disadvantages of energy storage peak-shaving methods

2.2 電源的互補性與多樣化

2.2.1 可再生能源發電的時序互補性

文獻[35]充分分析了風電、光電、水電等可再生能源之間的互補性，使多種新能源打捆出力，有效降低出力波動，提高新能源調峰能力。文獻[36]以江蘇省風光出力為例進行分析，從其隨機選取的24 h出力可以看出，在總體上風電和光伏的出力大部分時間呈現相反特性，風電出力在8—12時最低，不足5 MW；光伏出力在用電晚高峰18—22時幾乎為零。不同地區風力光伏資源差距很大，在選址時應充分考慮當地的風光歷史數據以及經濟、基礎設施建設情況等[37-38]。

2.2.2 水電調峰

文獻[39]將水電調峰與蓄水調峰比較后認為兩者在調峰方式上相似，技術成熟，但水電一般不具備負載特性，在不考慮棄水的情況下最低出力為零。水電優勢也與蓄水電站相同，啟停速度快，調節幅度與速率較高，這些特性是傳統火電無法比擬的。水電劣勢在于其發電受到一次能源限制，在枯水期發電量將會大幅降低，此時水電機組在無法滿發的情況下會更多地承擔電網運行的調峰任務。

文獻[40]認為在受到經濟成本的限制下，水電站在豐水期更偏向于避免棄水造成損失，機組會最大可能達到滿發，在電網運行中承擔基本負荷的作用，以獲得最大收益。水電調峰不存在明顯的成本，沒有給予相應的補償，故在豐水期參與調峰意愿較低。文獻[41]從可再生能源裝機比例較高的西北電網的運行實踐分析中得出，在豐水期水電機組更傾向于滿發獲取最大效益，如果需要水電參與調峰，應支付因調峰所帶來的相應損失。

2.2.3 核電調峰

根據中國電力結構預測，2050年我國核電裝機容量占比將在10%以上。文獻[42]匯總了我國在運行及規劃核電廠的分布情況：核電多分布在東部沿海地區，集中在福建、廣東、浙江、山東等省份。

文獻[43]以福建省為例分析核電參與調峰的必要性，預計到2025年，核電發電量將占全省總發電量比重將超過40%；受網架結構約束，核電參與系統調峰是很有必要的。文獻[44]從當前我國核電機型代數進行總結分析，我國核電機組分布較為集中，核電的調峰能力與多因素影響的運行模式相關。文獻[45-46]認為，為保證核電的經濟性與安全性等方面，我國核電機組均應作為基本負荷運行在滿功率狀態；為滿足核電的調峰需求，核電一般與蓄水電站、化學儲能等調峰方式聯合運行。

文獻[46]主要分析壓水堆核電機組調峰的可行性，并介紹了不同機組參與調峰的多種運行模式。首先是核電的負荷跟蹤能力，目前核電運行模式分為MODE A、MODE G、M-SHIM和MODE T，最低出力在50%滿功率(full power， FP)到15%FP。其中MODE A和MODE G不適合單獨參與調峰，M-SHIM和MODE T有一定的單獨調峰能力。文獻[47]分析了目前我國擬建、新建的核電廠廣泛采用新一代的核電機組AP1000或更新的核電機組。這些壓水堆核電機組參與電力系統調峰已經有50年的歷史，運行可靠穩定。在擁有高調峰深度的同時，也擁有0.25%～5% FP/min的調峰速率，可以適當滿足電網調峰需求。

但核電調峰會對機組的經濟性和安全性造成影響。在經濟性方面，核電廠建造成本較高，建設周期長，運行費用相對較高，但其燃料成本較低，適合建成后作為基本負荷滿功率運行；在安全性方面，核電廠頻繁地調整輸出功率就需要頻繁地將控制棒插入提出，這樣頻繁的操作不僅會加快整套控制硬件的磨損，也會增加機組操作人員失誤的可能性。文獻[48]從核電普遍存在的檢修環節入手分析其對調峰的利用價值，合理安排檢修時間，以達到在較長的時間跨度上響應系統調峰。

2.2.4 燃氣輪機調峰

文獻[49]比較了燃氣輪機相比傳統燃煤火電機組調峰的優缺點：燃氣輪機所用燃料為天然氣，成本相對較高，廢氣依然為二氧化碳，但其占地面積小，安裝簡便，節省水資源。因其運行成本較高，不適合作為發電機組長期運行，但燃氣輪機啟停迅速、成本低，適合參與啟停調峰。

文獻[50]從服務于調峰的角度來看，燃氣發電機組調峰性能最好的方式為單循環運行方式。單循環一般僅需15～20 min即可滿額運行。通用E級燃機PG9171E在接收到啟動指令16 min后帶滿額定負荷。運行區間大致在額定功率的40%～100%，功率調整速率在40 MW/min左右，表現優秀的機組可達到70 MW/min。有煙氣旁路的聯合循環運行方式下，依然有較好的調峰能力，啟動受到暖機影響，冷態啟動、溫態啟動、熱態啟動分別需要3 h、2 h以及20～50 min。調節能力大致在額定功率的30%～100%，功率調整速率在50 MW/min左右，表現優秀的機組可達到120 MW/min。兩種運行方式停機均需15～30 min。

2.2.5 火電廠深度調峰改造

火電機組目前依然是我國電力的主要來源。在其調峰方面，技術相對成熟，且其擁有容量大、穩定性好、持續時間長、可控性強等優點，如今依然是重要的調峰手段[51]。但隨著可再生能源的不斷投入，以及火電機組的逐步退出，火電調峰的權重將持續降低。

根據2050年電力結構預測，火電裝機容量將降至40%以下，所存在的火電機組大致分為兩種：供熱機組與調峰機組。只用來發電的火電機組作用單一，在電力市場與碳交易市場不斷成熟、調峰資源市場不斷擴大以及環境政策等影響下將難以運作[52]。

文獻[53]認為更低的調峰深度、更快的調峰速率、更快的啟停速度以及對整個過程的成本控制是未來火電廠所追求的目標，這就需要對火電鍋爐靈活性和控制方法進行改造，以求在低功率、不投油情況下依然保持穩燃；對承擔供熱任務的冷凝機組改造，是否能實現電熱解耦與低成本產熱蓄熱是其參與電力系統調峰的關鍵。改造一般從低負荷燃燒與排放控制技術進行，有以下幾種：鍋爐的燃燒優化，包括對燃燒器、尾部煙道和磨煤機等輔助設備進行穩燃改造和采用燃料混燃技術等; 系統加裝前置汽輪機來提高效率，廠用電錯峰轉移配合調整汽輪機出力大小; 通過系統旁路改造和控制煙氣溫度，降低最小負荷出力，拓寬出力區間; 尾部煙道凈化處理和相關污染物脫除技術等。從變工況調峰運行的角度來考慮，國內大多數火電機組使用低負荷運行方式，并且隨著負荷的降低，采用定壓—滑壓—定壓的運行方式; 實際運行時還必須提高運行人員管理工況頻繁變化機組的操作水平等。文獻[54]總結熱電廠電熱解耦改造主要包括以下四種：低壓缸靈活切除、配置儲熱設備、配置電鍋爐以及利用旁路供熱。

2.2.6 電源調峰方式對比

將風光互補調節、水電蓄水棄水調節、核電功率調節與檢修、火電靈活性改造與燃氣輪機功率調節五種調峰方式匯總對比，如圖3所示。

圖3 多種電源互補調峰方式優劣勢對比分析Fig.3 Comparative analysis of advantages and disadvantages of complementary peak-shaving methods of power supply

綜合以上分析，現階段的調峰方式仍以火電為主，在火電大規模退出之前，加快火電靈活性改造與電熱解耦技術的實施是改善電力系統調峰問題的主要手段。能夠高效利用抽水蓄能、水電、風電光伏配備化學儲能，以及積極發展電力市場，建設高靈活性的電力傳輸線路與利用高經濟性的調度策略去最大化利用各類調峰資源則是作為重要補充，各項主流調峰手段在現階段的大致權重情況如圖4所示。

圖4 當前主要調峰方式及其權重Fig.4 Current main peak-shaving methods and their weights

2.3 需求側參與電力系統調峰

2.3.1 需求響應建設

電力需求響應，就是通過電網給出的電力相關的經濟信號來調控電力用戶的負荷，從而使得負荷曲線更加貼合發電曲線，來保證電力系統的整體供需平衡[55]。它與傳統按計劃用電是完全不同的，更傾向于市場的形式，或通過電價調控，或通過合同方式臨時性改變電力用戶原有的用電方式，來達到在負荷側削峰填谷的目的。目前我國居民用電執行階梯電價，部分地區自愿實行峰谷電價，高電壓、大容量用戶實行兩部制電價，對工業負荷、居民負荷參與調峰推廣力度不夠，用戶群體區分不夠明確。未來電網方面應積極分析各地區，甚至各戶用電習慣，積極推動負荷參與電力系統調峰。

在工業電力負荷調控方面，文獻[56]通過設置時段電價來影響負荷曲線，這種方式的重點在于找到電價對負荷曲線的影響，以及負荷對電價響應的極限點。文獻[57]舉例了電網公司與電力負荷用戶簽訂的部分調峰合同，合同內容包括電網有調峰需求時應削減的負荷量、履行合同時的補償方法和拒絕或延遲履行合同時的懲罰機制等。文獻[58]分析了多工業用戶個體集合而成的工業園區(industrial parks，IPs)在能源利用、生產資料互補、交通便利等多方面的優勢。IPs在電力系統調峰方面擁有巨大潛力，應以電力市場為指導，與電網公司簽訂調峰合同，培養滿足調峰需求的彈性負荷，進而形成具有調峰價值的工業集群，在降低電力系統調峰壓力的同時，降低工業生產的電力成本。文獻[59]認為還需要準確的數據傳輸，發展相應的計量設備和在線檢測系統，以提高IPs在電力系統調峰中的實時反饋能力和自動化程度。

在民用負荷方面，文獻[60]調查了居民智能電表后認為，在居民用電所占比值不斷提高和通信技術快速發展的背景下，智能電表有了一定的普及率，這就使得民用生活負荷參與電力系統調峰成為可能。同時在分析時要兼顧居民用電的舒適度，文獻[61]從多角度考慮民用負荷的用電策略，達到降低居民用電成本的同時，優化負荷曲線。民用負荷可大致分為如晚間照明的剛性負荷、在一定時間內可轉移如電動汽車充電的彈性負荷以及沒有必要滿功率運行或開啟的可削減負荷等[62]。

以上是對民用負荷整體的把握，另一方面針對個體用戶，文獻[63]通過智能電表采集用戶數據，了解用戶們的用電習慣，刻畫用戶畫像，利用大數據技術進行分類分析，挖掘可調節負荷潛力。文獻[64]指出在未來電動汽車市場占有率不斷提高的情況下，短時間內電動汽車負荷過大，造成線損嚴重、電壓下降、調峰壓力加大以及變壓器容量不足等情況，民用負荷利用市場機制與通信技術參與調峰將成為重要一環[65-66]。

2.3.2 發展電力市場和輔助調峰服務市場

市場在資源配置中起決定性作用。電力市場作用在于利用電價合理調配調峰資源，滿足可再生能源上網需求。

文獻[67]通過制定一套可再生能源電力上網辦法保證其得到最大程度的上網利用，其中就包括政治上的規劃扶持、金融上的貸款服務傾斜、財政上的優惠政策以及環境上的綠色相關補貼和最重要的價格機制方面等，最終目的是體現在價格上，使之與其他形式發電相比具有競爭力。以上多種辦法在電力市場應用方面以價格機制為主，價格機制主要包括固定上網電價、溢價機制、招標電價、可再生能源配額制及綠色證書、差價合約以及針對分布式發電的凈電量結算等[68]。

另一方面是輔助服務市場，目前國內各省網輔助服務市場形式不盡相同[69]，但一般都是首先由調峰服務方報價，電網公司根據報價由低到高依次調用調峰資源，調用調峰等服務資源所產生的成本最終由服務的發電、用戶等需求方進行平均分攤[70]。為了使得輔助服務市場更加高效、公平，應該給予交易主體即調峰等輔助服務的需求方更多的選擇權，雙方進行多買多賣的市場交易，而不是只能單純對輔助服務所產生的費用進行分攤。另外也可使用配額制，將調峰指標分配給需要承擔調峰責任的發電企業與用戶，當電網處于低谷或高峰時段有調峰需求時，有調峰責任的主體應按指標完成調峰任務，當某些責任主體沒有調峰意愿時，可向有調峰余力的主體根據市場即時的服務報價購買指標，完成自身所分配的調峰任務差額。低谷時承擔較多的主體為發電企業，高峰時承擔較多的為用戶負載。

電力市場與輔助服務市場發展離不開相關技術的發展。文獻[71]總結了相關技術，其中包括：出力與負荷精確預測、電網智能化建設、傳輸能力強化、相關資源精細化整合與分類等。

2.3.3 增強電力傳輸能力

增強電力傳輸能力，提高電網調度靈活性是緩解高比例可再生能源電力系統調峰壓力的重要手段之一[72]。可再生能源機組、主要調峰資源以及主要負荷中心之間在空間上相距較遠，因高電壓輸電線路較少、輸電量限制等因素導致功率調節效率低，調峰資源利用率低，高比例可再生能源電力系統電力、電量在空間上不平衡。

根據國家能源局報告，2020年，22條特高壓線路年輸送電量為5 318億kW·h，其中可再生能源電量為2 441億kW·h，同比提高3.8%，可再生能源電量占全部輸送電量的45.9%。國家電網運營的18條特高壓線路輸送電量為4 559億kW·h，其中可再生能源電量1 682億kW·h，占輸送電量的37%；南方電網運營的4條特高壓線路輸送電量759億kW·h，全部為可再生能源電量，大大緩解可再生能源的消納問題。

以青豫直流為例，截至2021年6月，青海省累計風電裝機853萬kW，占其總裝機比重的21.3%，累計光伏發電1 591萬kW，比重更高達39.6%，所生產電力已超過本省消納水平。在此種情況下省內調峰資源難以滿足青海省高比例可再生能源并網后的調峰需求。

河南等其他華中地區擁有極低的棄風棄光率，河南無棄光現象，棄風率也僅為0.8%，湖北、湖南、江西等其他省市情況也大致相同。從以上數據可以看出，河南等華中地區尚且擁有充足的消納可再生能源的調峰能力。

2020年底從青海到河南的±800 kV特高壓直流工程青豫直流完工投運，截至2021年4月底，青豫直流工程所輸送的電能已超過百億kW·h，之后每年可向河南輸送清潔電能400億kW·h。所輸送的電力以河南消納為主，兼顧華中其他地區購電需求，湖北、湖南、江西三省已通過青豫直流購買綠電。同時，為保證系統安全穩定運行，支撐青海更多的清潔能源可靠外送，特高壓青南換流站針對直流系統當前運行方式，制定專項運維保障方案，根據河南側電量需求情況，實時調整輸送功率，單日調整功率6次以上，利用河南等華中地區省份的調峰能力滿足青海電網的調峰需求。

高電壓大功率的電力傳輸線路數量將會呈上升趨勢，多地區電網互聯，資源共享，在滿足可再生能源調峰消納需求的同時，也可大大提高電網的供電可靠性[73]。在建的南陽—荊門—長沙1 000 kV特高壓交流線路便是為了擴大青豫直流綠電的消納調峰范圍，同時也可提高互聯電網安全穩定水平。此類項目成本相對較高，其主要原因在于換流站成本較高，但直流線路線損較低，不存在同步穩定問題，在遠距離大容量輸電方面具有經濟性。

另外，高電壓大功率的電力傳輸線路項目投資較大，其經濟性還要與各地區利用小水電、小范圍風電、光伏發電等分布式可再生能源電力的經濟性進行對比[74-75]，各自在其優勢范圍內發展建設。

2.3.4 需求側參與調峰方式對比

將本節所提需求響應建設、電力市場與調峰市場建設、增強電力傳輸能力三種調峰方式匯總對比，如圖5所示。另外，針對文中所提到的儲能、電源、負荷三個方面所包含的多種調峰方式在響應速度、調峰深度與速率、經濟性等多方面進行了總結，數據如表2所示。

圖5 多種需求側調峰方式優劣勢對比分析Fig.5 Comparative analysis of advantages and disadvantages of demand-side peak-shaving methods

表2 不同類型調峰方式對比Table 2 Comparison of different peak-shaving technologies

3 發展前景與研究展望

各類調峰資源的發展，受到政策、技術、經濟、環境、市場等多方面影響，如表3所示。未來，隨著經濟發展與社會對電能的依賴程度進一步提高以及環保政策收緊，可再生能源并網規模將進一步擴大，調峰市場規模也隨之擴大。

表3 不同調峰方式的優勢對比Table 3 Development advantages of various peak-shaving resources

靈活的電力傳輸與調度策略能將源、儲、荷三方的調峰資源完成綜合調度利用，完善的電力市場機制保證提供調峰服務方獲得合理收益，提高提供調峰資源各主體的調峰積極性，如圖6所示。

圖6 高比例可再生能源電力系統調峰方式示意圖Fig.6 Schematic diagram of peak shaving of power system with high proportion renewable energy

隨著電力市場與碳交易市場不斷完善，購電機制、定價機制與調峰資源調用持續優化，各類調峰資源積極開發以及其技術可靠性、安全性、經濟性的不斷提高，對電力系統調峰問題做出以下展望：

1)2030年前，電源部分的火電機組因其固有體量大、短期內需承擔崗位就業任務、環境懲罰成本較低、可改造性強、技術成熟且得到國家對火電靈活性改造的支持，依然要作為電力系統調峰主力。電網側建成一批以“青豫直流”為代表的可再生能源輸送通道，打通可再生能源高產地的對外電能輸送通道，解決現有風電場、光伏電站發電棄風棄光問題。需求響應的發展基于不斷完善的電力市場規則，此階段首先應充分挖掘工業負荷中的可中斷負荷與可調節負荷，作為電力系統調峰資源的補充，逐步摸索商業負荷與民用負荷的調峰潛力。蓄水電站持續建設，作為電力系統調峰儲能側的主要手段。化學電池、超級電容、氫儲能因技術可靠性與經濟性制約暫無法大面積普及。化學鋰電池作為未來看好的儲能方式之一，暫時用于穩定風電場、光伏電站出力。

2)到2035年左右，電源部分應建設小規模燃氣輪機用作當地靈活調峰，保留火電靈活調峰、冷凝供熱機組。大批核電項目投入運行，摸索核電站在安全運行的前提下，參與電力系統調峰。我國水電建設、蓄水電站建設技術成熟，規劃開發合理，在此期間各類項目將不斷完成建設投用，因其調峰成本低以及電力系統對旋轉慣量的需求，此類調峰資源將長期作為基底運行。電網部分對各省調峰資源進行充分挖掘與調用，提高可再生能源輸出地對外輸電線路的變功率幅度與頻率。各地小型可再生能源微電網作為大電網補充，穩定性強可長期孤島運行。需求響應建設方面，隨著電力物聯網、智能化電網逐步建設發展，且民用負荷中彈性負荷增加(家用制熱制冷電器、電動汽車等)，形成一定規模的電力聚合商，參與電力系統調峰與電力市場報價。儲能部分，隨著風力發電場、光伏電站的不斷投入使用，根據國家政策要求與之相對應所建設的小規模化學電池將同步參與系統調峰。對儲能側管理模式與控制手段逐漸發展完全，化學電池調峰電站能夠安全、穩定、長期、高效、經濟運行，并形成較為成熟的化學電池儲能調峰產業鏈。

3)到21世紀中葉，電源部分的大規模光伏、風電、水力發電并網實現一定程度上的可再生能源互補，火電、燃氣輪機發電保持一定規模，核電通過合理安排檢修等手段參與調峰。電網部分，進一步完善我國電網網架結構，打破省級壁壘，實現可再生能源互聯互用，進一步提高電力系統魯棒性。需求側部分，工業、居民負荷調峰潛力得以充分挖掘，能識別各類負荷特征，對其進行精確分類，能進行較為精確的負荷與供電預測，分析電價與各類負荷之間的關系并根據其制定相應收售電價格，優化峰谷差、供電方生產效益與用戶滿意度。儲能部分，隨著材料技術、控制技術、檢測技術、電網智能化程度不斷提高，以及我國針對電解水制氫與氫氣的“儲-運-用”技術的不斷突破，未來高比例可再生能源電力系統調峰方式將會以制氫站、大規模化學電池電站為主，蓄水電站、超級電容為輔。同時，未來我國電網的網架結構將不斷優化，智能化水平不斷提高，將逐步實現多種調峰資源自動高效調配，如圖7所示。

圖7 未來主要調峰方式及其權重Fig.7 Main peak-shaving means and their weights in the future

4 結 語

在雙碳目標及環境壓力下，全球能源使用逐漸呈現清潔化、低碳化趨勢，我國電力系統可再生能源比例必將不斷提高。但以風、光為主要代表的可再生能源發電不穩定因素多、間歇性強、反調峰特性明顯，給電力系統動態平衡帶來了巨大的挑戰。本文首先分析了風電、光伏分布的時間與空間特性，闡述了調峰問題的原因、程度與難點，尤其是在可再生能源滲透比不斷提高的情況下，多種電源互相協調使得調峰問題又會呈現新特點。面對更加復雜嚴峻的調峰形勢，本文總結分析了目前以及未來發展前景較好的多類調峰方式，從經濟性、技術性、可持續性、調峰性能等多個角度進行闡述與展望。

未來高比例可再生能源電力系統調峰問題主要包括經濟、技術兩個方面，且經濟方面更為突出。化學儲能裝置的原材料與回收成本問題，蓄水電站的選址問題，水電、煤電、燃氣發電以及需求響應參與調峰的收益問題(電力市場、調峰市場建設問題)是解決調峰問題在經濟方面的關鍵點。另外，氫能的“制-儲-運-用”技術，電網如何更加合理快速布局建設解決“源-荷”之間的空間矛盾，全國已存在的調峰資源如何統一智能調用解決“源-荷”之間的時間矛盾，是解決未來調峰問題所需的技術突破點。