高比例可再生能源电力系统调峰问题综述

和萍，宫智杰，靳浩然，董杰，云磊

(郑州轻工业大学电气信息工程学院，郑州市 450002)

0 引 言

2010年以来，我国可再生能源发电设备的装机容量保持快速增长态势。根据国家能源局的统计，截至到2021年底，全国发电装机容量约为23.8亿kW，同比增长7.9%。其中，风电装机容量约3.3亿kW，同比增长16.6%；太阳能发电装机容量约3.1亿kW，同比增长20.9%。在发电量方面，风电发电量为6 556亿kW·h，占全部发电量的7.83%；光伏发电量为3 270亿kW·h，占全部发电量的3.9%；两者累计发电量占全部发电量的占比已突破10%，达到11.73%[1]。我国为力争实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和的“双碳”目标，势必会进一步增加可再生能源发电占比。我国提出将要在2030年前实现风力发电与光伏发电合计容量超过1 200 GW的建设目标。“双碳”目标的实现意味着在未来20～30年的时间内，我国电力系统电源结构将发生巨变，可再生能源的利用也必须实现大跨度的发展。同样，为适应电源结构的改变，其他电源、电力系统结构与技术、负荷也将随之做出相应的改变与调整。

电能不同于其他形式的能源，目前依然不能大量储存。电网电能的使用要求供需平衡，即电厂的发电量与用户的用电量要在短时间内保持平衡。当供需平衡被打破时，将会对发电机和系统的安全运行带来严重影响，发生频率崩溃现象。这就需要相应的手段来进行电力系统调峰，保持电力供需平衡。电力系统调峰问题是伴随着电力系统一同出现的，且会长期存在。在我国以煤电为主的传统电力系统，面对调峰问题所采取的方式一般为通过控制锅炉进煤量，从而控制汽轮机转矩与火力发电机电磁转矩保持相同，将发电机转速保持在合适的范围内。另外，也会通过峰谷电价对用户用电和蓄水电站等调峰设施建设进行指导，满足调峰需求。

风力、光伏等非水力可再生能源发电与负荷之间在时空分布特性上差别较大。随着可再生能源装机容量不断扩大，火电机组的逐步退出，以控制火力发电出力的传统调峰方式将难以满足系统调峰需求。

造成供需不平衡的原因有很多，主要分为时间上不平衡和空间上不平衡两种[2]：

1)可再生能源出力的随机性、调峰资源的容量与功率限制以及负荷曲线的变化三者之间的矛盾，是造成高比例可再生能源电力系统在多个时间尺度上电力、电量不平衡的主要原因。平衡三者之间的关系，提高系统整体的灵活性，使出力曲线与负荷曲线能够更好地拟合，是解决这类问题的根本途径。这就要求可再生能源出力在各类调峰资源的调控下变得平稳可调节的同时，负荷曲线也尽可能地减小峰谷差与变化率，减小电源与调峰资源的调峰压力。实现以上变化，需要国家政策、技术发展、技术经济性改造以及市场环境多方面共同支持。

2)可再生能源机组为尽可能提高发电量，其选址往往与调峰资源和负荷中心相距较远。再加上高电压输电线路较少、输电量限制等因素造成高比例可再生能源电力系统电力、电量在空间上不平衡。因此，需要建设更多的输电线路，使得电源、调峰资源、负荷之间的联系更加紧密，采取更加有利、经济的调度策略实现电力、电量空间平衡。

为缓解高比例可再生能源电力系统的调峰压力，文献[3]论述了依靠储能来调节发电侧的峰谷差以实现可再生能源并网电力系统的调峰。文献[4]论述了依靠火电厂的灵活性改造来满足电力系统调峰。文献[5]研究了核电在保证自身安全运行的前提下，通过提高其灵活性参与高比例可再生能源电力系统调峰的方法。文献[6]论述了需求响应参与高比例可再生能源电力系统调峰的重要性，并提供了响应的经济性调度策略。但依靠单一的调峰手段无法满足高比例可再生能源的调峰需求。本文将针对解决未来高比例可再生能源电力系统调峰这一问题的相关手段进行综述性分析与展望。

1 高比例可再生能源电力系统调峰挑战

1.1 电力系统调峰问题

电力系统调峰要求电力供需保持动态平衡，调峰性能差将导致电力系统频率波动、电压波动等一系列问题，这就要求发电机输出功率能有足够的上下限余量，满足负荷增减变化的需求。另外，为了满足机组出力曲线和负载曲线高的拟合性，就要求机组有一定的爬坡能力，即能够跟随负荷曲线快速变化出力的能力。各行各业电力需求将随着我国社会经济水平不断提高而提高。负荷的有功功率是随时间不断变化的。每天、每周、每季度的负荷都存在高峰和低谷，夜间的用电量要小于白天、傍晚的用电量，节假日用电量要小于工作日用电量，春秋季用电量要小于夏季冬季等。

1.2 可再生能源发电特性

从可再生能源发电的时间分布来看，文献[7]分析了某省份风电的接入对电力系统调峰的影响，全年风电正调峰概率为25.3%，反调峰概率为74.7%。文献[8]分析得出夜间是风电反调峰的灾区，夜间是风电高发、负荷低谷时期。光伏发电也面临同样的问题，日负荷的高峰期是在18：00—21:00，此时光伏发电对电力系统平衡贡献几乎为零。

从可再生能源发电的空间分布来看，文献[9]从风速和风功率密度方面，对风力资源进行了分析。我国东北三省到新疆地区、沿海及其岛屿地区、台湾海峡地区风能资源丰富稳定，利于开发。文献[10]从空气冷热的角度，分析了我国风能资源质量，由北到南风能资源逐渐降低。

经文献[11]分析与估算，我国陆地表面所接受太阳辐射能每年约相当于标准煤4.9万亿t，达到了1.47×108亿kW·h。但分布不均，太阳能的高值中心和低值中心都处在北纬22°～35°一带，太阳年辐射总量西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆2个自治区外，基本上是南部低于北部。

我国风电光伏装机容量前五的省份，其累计装机容量如表1所示，其中内蒙古、新疆为非能耗大省份，但可再生能源丰富，装机容量大，电力外送意愿强烈。

表1 我国风电光伏累计装机容量省份排名(前五)Table 1 Ranking of provinces with cumulative installed capacity of photovoltaic and wind power in China (top five)

1.3 未来高比例可再生能源电力系统调峰问题

根据国家能源局发布的数据，目前我国个别省份风电光伏装机占比已接近或超过本省总装机容量的50%(青海省61.5%，河北省49.4%，甘肃省46.6%)。由于省内消费水平以及调峰资源数量有限，导致部分风电光伏机组未能并网运行，而并网运行机组则产生弃风、弃光现象，甘肃省弃风、弃光率一度超过30%和20%。未来可再生能源并网比例不断增高，在电力系统调峰资源配置不合理的情况下，将会出现以下主要问题：

1)风电光伏同处出力低谷时造成高比例可再生能源电力系统暂时性电力短缺：风电光伏等可再生能源因其出力间歇性问题会造成大量的电力过剩或者紧缺，过量安装风电光伏机组虽可解决此类部分问题，但会造成严重的资源浪费。

2)风、光等可再生能源距调峰资源、负荷中心较远，调峰资源难以调用：未来风电光伏机组或成为电力系统主要出力机组，风光资源与调峰资源、经济负荷中心空间上的不重合会造成电网的频繁调度，增加联络线负担，降低系统整体运行的经济性与可靠性。

3)高比例可再生能源出力受气候影响波动巨大，挑战电网安全运行：面对负荷波动问题，单纯依靠风电光伏电源难以解决，且风电光伏出力也伴随着剧烈波动。现有调峰机组跟随性差、爬坡速率低以及反应速度慢，各项指标均难以满足负荷快速变化的需求。

为解决以上难题，大量研究者提出了包括储能调峰、电源互补调峰、需求响应调峰等多种手段，但都有其局限性。以抽水蓄能为代表的部分手段，技术成熟、成本低，但受到环境资源的约束，难以大规模开发；以火电灵活性改造为代表的部分手段，技术难度适中，但运行成本高，有较高的安全性要求；以氢储能为代表的部分手段，有较好的未来前景，但目前技术可靠性与经济性都较差，还需大量研究、摸索建设示范工程。调峰手段的发展应用要考虑众多因素，如图1所示。各类调峰手段在满足可靠性的前提下，不断提高其技术经济性，得到市场认可并实现大规模应用，是未来高比例可再生能源调峰方面需考虑发展的关键。

图1 调峰方式发展考虑因素及其权重Fig.1 Development considerations and weight of peak-shaving means

2 调峰手段现状与研究方向

2.1 储能调峰发展现状

储能系统参与调峰的方式是当发电量高于负荷用电量时储存电能，在负荷用电量高于发电量时释放电能，以达到在时序上供需平衡、削峰填谷的目的[12]。不同的储能手段有着不同的成本与特性，本节将从多种类型储能的配备、特点、成本、发展趋势等多方面进行总结分析。

2.1.1 化学电池

为解决电力系统调峰等功率相关问题，文献[13]重点分析了可再生能源发电中电池储能系统的构建方案，包括配置方式、电池系统、功率调节系统和系统集成。根据国家要求，当前建设风电场、光伏电站需配备其装机容量20%的储能，部分省市要求其配备容量甚至达到50%。文献[14]总结了电力系统调峰所利用的储能电池种类，包括锂离子电池、钠硫电池、全钒液流电池等。

在集中式发电场景下，文献[15]结合电力市场峰谷电价相关政策，利用储能电池改变可再生能源发电的时序特性，使配备化学电池储能的风电场能够一定程度参与本地的电力调度，以提高其并网经济性。在分布式发电场景下，文献[16]在提高分布式发电经济运行水平的同时，解决其因体量小导致的电压和频率稳定性差、谐波多、电能质量差等诸多问题。文献[17]利用储能较快的电能吞吐速度，抑制微网运行受到各种干扰导致功率不平衡所引起的电力系统震荡，在孤岛运行时保证分布式发电输出频率。

化学电池已经开始参与到电力系统调峰之中，但目前仍因政策原因，被动与风电场、光伏电站捆绑建设，无独立盈利能力。未来，随着调峰服务市场、电池阶梯利用技术、电池安全管理技术逐渐成熟，其将成为高比例可再生能源电力系统调峰主要方式之一。

2.1.2 蓄水电站

在用电低谷与用电高峰时，蓄水电站电机的抽放水操作能够实现电能与势能的转化，可有效满足系统调峰需要[18]。文献[19]总结抽水蓄能电站响应速度为秒至分钟级，效率在80%左右，循环寿命相对较长，技术最为成熟，可实现大规模储能调峰。但其建设条件相对苛刻，建设容量受自然环境影响，选址困难，建设周期长，一般从立项选址到投入使用要经过近10年的时间，无法满足可再生能源短时间快速增长所带来的调峰需求。

文献[20]提出了利用海水进行抽水蓄能调峰。由于海水抽水蓄能电站使用的是海水而非淡水，水轮发电机的结构设计和技术材料等，都有不同于内陆淡水抽水蓄能电站的特殊要求，额外的要求会增加建设成本，但是随着未来淡水资源匮乏以及环境保护力度加大，海水蓄水电站的环境成本能够大大降低。

从经济性看，文献[21-22] 分析了蓄水电站在峰谷电价定价合理且保证足够的利用小时数，才能有优秀的经济性表现。蓄水电站在运营过程中维护成本相对较低，虽然土地价格、环保成本等因素会导致其建设成本上涨，但随着可再生能源大规模并网、运行方式优化，其年利用小时数将不断提高，因此未来蓄水电站储能相较于其他储能方式在经济性方面依然占优[23-24]。文献[25]提出，由于蓄水电站的地理位置与能源中心和负荷中心相对较远，大量的蓄水电站建设使用将增加电网负担。文献[26]综合考虑蓄水电站优缺点后，认为其适合作为优先调峰方式，可作为电力系统调峰的基底部分。

2.1.3 氢储能

2022年3月国家发展改革委发布《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》，指出氢能的发展对减少二氧化碳等温室气体排放、实现我国“双碳”目标具有重要意义。

氢能发展应充分发挥其周期长、容量大的储能优势，探索“风光水电+氢储能”一体化应用新模式。文献[27]对氢能在未来调峰方面的利用进行了预测，作为新能源的一种，拥有清洁低碳、较低成本、未来用途更加广泛的氢气是电力系统调峰问题解决方案之一。文献[28]指出氢储能调峰的优势在于：氢能可以以多种形态长期保存，在满足长时间跨度调峰需求的同时，可作为燃料电池或气负荷用于其他领域。根据氢能产业发展论坛暨协鑫氢能战略发布会等相关论坛数据， 2021年我国氢气全年产量中有62%来自煤制氢，19%为天然气制氢，电解水制氢因生产成本高占比较低，其中零碳排的可再生能源制氢产量更是仅占总额的1%。

文献[29]对氢能调峰经济性方面进行分析，电力制氢难以大规模推广的主要原因是在于其成本相较于化石燃料制氢要高出一倍有余。如何降低可再生能源电力制氢成本，提高制氢收益，是氢储能调峰能否大规模应用的关键所在。

首先在成本方面，文献[30]分析认为电解水制氢主要成本为电力以及制氢设备电解槽，在采用最低成本的风电和最低成本电解槽的情况下，电解水制氢成本与化石燃料制氢基本持平。随着技术成熟，预计于2035年电解水制氢将具有竞争力，2040年其成本将低于化石燃料制氢。在制氢的收益方面，文献[31]认为，随着我国电力市场机制成熟，新能源汽车市场不断扩大以及其动力来源由化学电池向燃料电池转型，制氢行业利润将不断提高。

2.1.4 超级电容

超级电容器拥有反应速度快、生命周期长、循环次数多、造价高、容量小等特点，目前被广泛应用于轨道交通、新能源汽车、起重机以及其他工业领域等在进行电磁制动时需要瞬时储存大量电能的情形[32]。超级电容在电力系统调峰方面，只能作为其他主流调峰方式的辅助[33]。如当风、光发电发生快且短暂的功率波动时，超级电容器将快速投入，平抑功率波动。当风、光发电功率进一步上升或下降时，其他主流调峰方式将在超级电容反应时间后启动，进行调峰工作[34]。在超级电容器与其他调峰方式配合形成的电力系统调峰集合，将拥有更快的调峰反应速度、更大的储存容量、更广阔的应用场景。目前我国在超级电容领域技术整体仍然落后于国外。虽然超级电容在国内交通、国防、内存、医疗以及新能源电力行业有着广泛的应用，但市场供给仍以国外进口为主。

2.1.5 储能调峰方式对比

将上述化学电池、蓄水电站、氢储能、超级电容四种调峰方式汇总对比，如图2所示。储能调峰都拥有单次投资成本大、边际成本低的特点，都适合应用于大规模风光电场群的功率输出调节。缺点在于经济性较差，化学电池与超级电容材料成本高、回收成本高，蓄水电站高度依赖自然资源，氢储能在于技术成本高、储存成本高等。

图2 多种储能调峰方式优劣对比分析图Fig.2 Comparative analysis of advantages and disadvantages of energy storage peak-shaving methods

2.2 电源的互补性与多样化

2.2.1 可再生能源发电的时序互补性

文献[35]充分分析了风电、光电、水电等可再生能源之间的互补性，使多种新能源打捆出力，有效降低出力波动，提高新能源调峰能力。文献[36]以江苏省风光出力为例进行分析，从其随机选取的24 h出力可以看出，在总体上风电和光伏的出力大部分时间呈现相反特性，风电出力在8—12时最低，不足5 MW；光伏出力在用电晚高峰18—22时几乎为零。不同地区风力光伏资源差距很大，在选址时应充分考虑当地的风光历史数据以及经济、基础设施建设情况等[37-38]。

2.2.2 水电调峰

文献[39]将水电调峰与蓄水调峰比较后认为两者在调峰方式上相似，技术成熟，但水电一般不具备负载特性，在不考虑弃水的情况下最低出力为零。水电优势也与蓄水电站相同，启停速度快，调节幅度与速率较高，这些特性是传统火电无法比拟的。水电劣势在于其发电受到一次能源限制，在枯水期发电量将会大幅降低，此时水电机组在无法满发的情况下会更多地承担电网运行的调峰任务。

文献[40]认为在受到经济成本的限制下，水电站在丰水期更偏向于避免弃水造成损失，机组会最大可能达到满发，在电网运行中承担基本负荷的作用，以获得最大收益。水电调峰不存在明显的成本，没有给予相应的补偿，故在丰水期参与调峰意愿较低。文献[41]从可再生能源装机比例较高的西北电网的运行实践分析中得出，在丰水期水电机组更倾向于满发获取最大效益，如果需要水电参与调峰，应支付因调峰所带来的相应损失。

2.2.3 核电调峰

根据中国电力结构预测，2050年我国核电装机容量占比将在10%以上。文献[42]汇总了我国在运行及规划核电厂的分布情况：核电多分布在东部沿海地区，集中在福建、广东、浙江、山东等省份。

文献[43]以福建省为例分析核电参与调峰的必要性，预计到2025年，核电发电量将占全省总发电量比重将超过40%；受网架结构约束，核电参与系统调峰是很有必要的。文献[44]从当前我国核电机型代数进行总结分析，我国核电机组分布较为集中，核电的调峰能力与多因素影响的运行模式相关。文献[45-46]认为，为保证核电的经济性与安全性等方面，我国核电机组均应作为基本负荷运行在满功率状态；为满足核电的调峰需求，核电一般与蓄水电站、化学储能等调峰方式联合运行。

文献[46]主要分析压水堆核电机组调峰的可行性，并介绍了不同机组参与调峰的多种运行模式。首先是核电的负荷跟踪能力，目前核电运行模式分为MODE A、MODE G、M-SHIM和MODE T，最低出力在50%满功率(full power， FP)到15%FP。其中MODE A和MODE G不适合单独参与调峰，M-SHIM和MODE T有一定的单独调峰能力。文献[47]分析了目前我国拟建、新建的核电厂广泛采用新一代的核电机组AP1000或更新的核电机组。这些压水堆核电机组参与电力系统调峰已经有50年的历史，运行可靠稳定。在拥有高调峰深度的同时，也拥有0.25%～5% FP/min的调峰速率，可以适当满足电网调峰需求。

但核电调峰会对机组的经济性和安全性造成影响。在经济性方面，核电厂建造成本较高，建设周期长，运行费用相对较高，但其燃料成本较低，适合建成后作为基本负荷满功率运行；在安全性方面，核电厂频繁地调整输出功率就需要频繁地将控制棒插入提出，这样频繁的操作不仅会加快整套控制硬件的磨损，也会增加机组操作人员失误的可能性。文献[48]从核电普遍存在的检修环节入手分析其对调峰的利用价值，合理安排检修时间，以达到在较长的时间跨度上响应系统调峰。

2.2.4 燃气轮机调峰

文献[49]比较了燃气轮机相比传统燃煤火电机组调峰的优缺点：燃气轮机所用燃料为天然气，成本相对较高，废气依然为二氧化碳，但其占地面积小，安装简便，节省水资源。因其运行成本较高，不适合作为发电机组长期运行，但燃气轮机启停迅速、成本低，适合参与启停调峰。

文献[50]从服务于调峰的角度来看，燃气发电机组调峰性能最好的方式为单循环运行方式。单循环一般仅需15～20 min即可满额运行。通用E级燃机PG9171E在接收到启动指令16 min后带满额定负荷。运行区间大致在额定功率的40%～100%，功率调整速率在40 MW/min左右，表现优秀的机组可达到70 MW/min。有烟气旁路的联合循环运行方式下，依然有较好的调峰能力，启动受到暖机影响，冷态启动、温态启动、热态启动分别需要3 h、2 h以及20～50 min。调节能力大致在额定功率的30%～100%，功率调整速率在50 MW/min左右，表现优秀的机组可达到120 MW/min。两种运行方式停机均需15～30 min。

2.2.5 火电厂深度调峰改造

火电机组目前依然是我国电力的主要来源。在其调峰方面，技术相对成熟，且其拥有容量大、稳定性好、持续时间长、可控性强等优点，如今依然是重要的调峰手段[51]。但随着可再生能源的不断投入，以及火电机组的逐步退出，火电调峰的权重将持续降低。

根据2050年电力结构预测，火电装机容量将降至40%以下，所存在的火电机组大致分为两种：供热机组与调峰机组。只用来发电的火电机组作用单一，在电力市场与碳交易市场不断成熟、调峰资源市场不断扩大以及环境政策等影响下将难以运作[52]。

文献[53]认为更低的调峰深度、更快的调峰速率、更快的启停速度以及对整个过程的成本控制是未来火电厂所追求的目标，这就需要对火电锅炉灵活性和控制方法进行改造，以求在低功率、不投油情况下依然保持稳燃；对承担供热任务的冷凝机组改造，是否能实现电热解耦与低成本产热蓄热是其参与电力系统调峰的关键。改造一般从低负荷燃烧与排放控制技术进行，有以下几种：锅炉的燃烧优化，包括对燃烧器、尾部烟道和磨煤机等辅助设备进行稳燃改造和采用燃料混燃技术等; 系统加装前置汽轮机来提高效率，厂用电错峰转移配合调整汽轮机出力大小; 通过系统旁路改造和控制烟气温度，降低最小负荷出力，拓宽出力区间; 尾部烟道净化处理和相关污染物脱除技术等。从变工况调峰运行的角度来考虑，国内大多数火电机组使用低负荷运行方式，并且随着负荷的降低，采用定压—滑压—定压的运行方式; 实际运行时还必须提高运行人员管理工况频繁变化机组的操作水平等。文献[54]总结热电厂电热解耦改造主要包括以下四种：低压缸灵活切除、配置储热设备、配置电锅炉以及利用旁路供热。

2.2.6 电源调峰方式对比

将风光互补调节、水电蓄水弃水调节、核电功率调节与检修、火电灵活性改造与燃气轮机功率调节五种调峰方式汇总对比，如图3所示。

图3 多种电源互补调峰方式优劣势对比分析Fig.3 Comparative analysis of advantages and disadvantages of complementary peak-shaving methods of power supply

综合以上分析，现阶段的调峰方式仍以火电为主，在火电大规模退出之前，加快火电灵活性改造与电热解耦技术的实施是改善电力系统调峰问题的主要手段。能够高效利用抽水蓄能、水电、风电光伏配备化学储能，以及积极发展电力市场，建设高灵活性的电力传输线路与利用高经济性的调度策略去最大化利用各类调峰资源则是作为重要补充，各项主流调峰手段在现阶段的大致权重情况如图4所示。

图4 当前主要调峰方式及其权重Fig.4 Current main peak-shaving methods and their weights

2.3 需求侧参与电力系统调峰

2.3.1 需求响应建设

电力需求响应，就是通过电网给出的电力相关的经济信号来调控电力用户的负荷，从而使得负荷曲线更加贴合发电曲线，来保证电力系统的整体供需平衡[55]。它与传统按计划用电是完全不同的，更倾向于市场的形式，或通过电价调控，或通过合同方式临时性改变电力用户原有的用电方式，来达到在负荷侧削峰填谷的目的。目前我国居民用电执行阶梯电价，部分地区自愿实行峰谷电价，高电压、大容量用户实行两部制电价，对工业负荷、居民负荷参与调峰推广力度不够，用户群体区分不够明确。未来电网方面应积极分析各地区，甚至各户用电习惯，积极推动负荷参与电力系统调峰。

在工业电力负荷调控方面，文献[56]通过设置时段电价来影响负荷曲线，这种方式的重点在于找到电价对负荷曲线的影响，以及负荷对电价响应的极限点。文献[57]举例了电网公司与电力负荷用户签订的部分调峰合同，合同内容包括电网有调峰需求时应削减的负荷量、履行合同时的补偿方法和拒绝或延迟履行合同时的惩罚机制等。文献[58]分析了多工业用户个体集合而成的工业园区(industrial parks，IPs)在能源利用、生产资料互补、交通便利等多方面的优势。IPs在电力系统调峰方面拥有巨大潜力，应以电力市场为指导，与电网公司签订调峰合同，培养满足调峰需求的弹性负荷，进而形成具有调峰价值的工业集群，在降低电力系统调峰压力的同时，降低工业生产的电力成本。文献[59]认为还需要准确的数据传输，发展相应的计量设备和在线检测系统，以提高IPs在电力系统调峰中的实时反馈能力和自动化程度。

在民用负荷方面，文献[60]调查了居民智能电表后认为，在居民用电所占比值不断提高和通信技术快速发展的背景下，智能电表有了一定的普及率，这就使得民用生活负荷参与电力系统调峰成为可能。同时在分析时要兼顾居民用电的舒适度，文献[61]从多角度考虑民用负荷的用电策略，达到降低居民用电成本的同时，优化负荷曲线。民用负荷可大致分为如晚间照明的刚性负荷、在一定时间内可转移如电动汽车充电的弹性负荷以及没有必要满功率运行或开启的可削减负荷等[62]。

以上是对民用负荷整体的把握，另一方面针对个体用户，文献[63]通过智能电表采集用户数据，了解用户们的用电习惯，刻画用户画像，利用大数据技术进行分类分析，挖掘可调节负荷潜力。文献[64]指出在未来电动汽车市场占有率不断提高的情况下，短时间内电动汽车负荷过大，造成线损严重、电压下降、调峰压力加大以及变压器容量不足等情况，民用负荷利用市场机制与通信技术参与调峰将成为重要一环[65-66]。

2.3.2 发展电力市场和辅助调峰服务市场

市场在资源配置中起决定性作用。电力市场作用在于利用电价合理调配调峰资源，满足可再生能源上网需求。

文献[67]通过制定一套可再生能源电力上网办法保证其得到最大程度的上网利用，其中就包括政治上的规划扶持、金融上的贷款服务倾斜、财政上的优惠政策以及环境上的绿色相关补贴和最重要的价格机制方面等，最终目的是体现在价格上，使之与其他形式发电相比具有竞争力。以上多种办法在电力市场应用方面以价格机制为主，价格机制主要包括固定上网电价、溢价机制、招标电价、可再生能源配额制及绿色证书、差价合约以及针对分布式发电的净电量结算等[68]。

另一方面是辅助服务市场，目前国内各省网辅助服务市场形式不尽相同[69]，但一般都是首先由调峰服务方报价，电网公司根据报价由低到高依次调用调峰资源，调用调峰等服务资源所产生的成本最终由服务的发电、用户等需求方进行平均分摊[70]。为了使得辅助服务市场更加高效、公平，应该给予交易主体即调峰等辅助服务的需求方更多的选择权，双方进行多买多卖的市场交易，而不是只能单纯对辅助服务所产生的费用进行分摊。另外也可使用配额制，将调峰指标分配给需要承担调峰责任的发电企业与用户，当电网处于低谷或高峰时段有调峰需求时，有调峰责任的主体应按指标完成调峰任务，当某些责任主体没有调峰意愿时，可向有调峰余力的主体根据市场即时的服务报价购买指标，完成自身所分配的调峰任务差额。低谷时承担较多的主体为发电企业，高峰时承担较多的为用户负载。

电力市场与辅助服务市场发展离不开相关技术的发展。文献[71]总结了相关技术，其中包括：出力与负荷精确预测、电网智能化建设、传输能力强化、相关资源精细化整合与分类等。

2.3.3 增强电力传输能力

增强电力传输能力，提高电网调度灵活性是缓解高比例可再生能源电力系统调峰压力的重要手段之一[72]。可再生能源机组、主要调峰资源以及主要负荷中心之间在空间上相距较远，因高电压输电线路较少、输电量限制等因素导致功率调节效率低，调峰资源利用率低，高比例可再生能源电力系统电力、电量在空间上不平衡。

根据国家能源局报告，2020年，22条特高压线路年输送电量为5 318亿kW·h，其中可再生能源电量为2 441亿kW·h，同比提高3.8%，可再生能源电量占全部输送电量的45.9%。国家电网运营的18条特高压线路输送电量为4 559亿kW·h，其中可再生能源电量1 682亿kW·h，占输送电量的37%；南方电网运营的4条特高压线路输送电量759亿kW·h，全部为可再生能源电量，大大缓解可再生能源的消纳问题。

以青豫直流为例，截至2021年6月，青海省累计风电装机853万kW，占其总装机比重的21.3%，累计光伏发电1 591万kW，比重更高达39.6%，所生产电力已超过本省消纳水平。在此种情况下省内调峰资源难以满足青海省高比例可再生能源并网后的调峰需求。

河南等其他华中地区拥有极低的弃风弃光率，河南无弃光现象，弃风率也仅为0.8%，湖北、湖南、江西等其他省市情况也大致相同。从以上数据可以看出，河南等华中地区尚且拥有充足的消纳可再生能源的调峰能力。

2020年底从青海到河南的±800 kV特高压直流工程青豫直流完工投运，截至2021年4月底，青豫直流工程所输送的电能已超过百亿kW·h，之后每年可向河南输送清洁电能400亿kW·h。所输送的电力以河南消纳为主，兼顾华中其他地区购电需求，湖北、湖南、江西三省已通过青豫直流购买绿电。同时，为保证系统安全稳定运行，支撑青海更多的清洁能源可靠外送，特高压青南换流站针对直流系统当前运行方式，制定专项运维保障方案，根据河南侧电量需求情况，实时调整输送功率，单日调整功率6次以上，利用河南等华中地区省份的调峰能力满足青海电网的调峰需求。

高电压大功率的电力传输线路数量将会呈上升趋势，多地区电网互联，资源共享，在满足可再生能源调峰消纳需求的同时，也可大大提高电网的供电可靠性[73]。在建的南阳—荆门—长沙1 000 kV特高压交流线路便是为了扩大青豫直流绿电的消纳调峰范围，同时也可提高互联电网安全稳定水平。此类项目成本相对较高，其主要原因在于换流站成本较高，但直流线路线损较低，不存在同步稳定问题，在远距离大容量输电方面具有经济性。

另外，高电压大功率的电力传输线路项目投资较大，其经济性还要与各地区利用小水电、小范围风电、光伏发电等分布式可再生能源电力的经济性进行对比[74-75]，各自在其优势范围内发展建设。

2.3.4 需求侧参与调峰方式对比

将本节所提需求响应建设、电力市场与调峰市场建设、增强电力传输能力三种调峰方式汇总对比，如图5所示。另外，针对文中所提到的储能、电源、负荷三个方面所包含的多种调峰方式在响应速度、调峰深度与速率、经济性等多方面进行了总结，数据如表2所示。

图5 多种需求侧调峰方式优劣势对比分析Fig.5 Comparative analysis of advantages and disadvantages of demand-side peak-shaving methods

表2 不同类型调峰方式对比Table 2 Comparison of different peak-shaving technologies

3 发展前景与研究展望

各类调峰资源的发展，受到政策、技术、经济、环境、市场等多方面影响，如表3所示。未来，随着经济发展与社会对电能的依赖程度进一步提高以及环保政策收紧，可再生能源并网规模将进一步扩大，调峰市场规模也随之扩大。

表3 不同调峰方式的优势对比Table 3 Development advantages of various peak-shaving resources

灵活的电力传输与调度策略能将源、储、荷三方的调峰资源完成综合调度利用，完善的电力市场机制保证提供调峰服务方获得合理收益，提高提供调峰资源各主体的调峰积极性，如图6所示。

图6 高比例可再生能源电力系统调峰方式示意图Fig.6 Schematic diagram of peak shaving of power system with high proportion renewable energy

随着电力市场与碳交易市场不断完善，购电机制、定价机制与调峰资源调用持续优化，各类调峰资源积极开发以及其技术可靠性、安全性、经济性的不断提高，对电力系统调峰问题做出以下展望：

1)2030年前，电源部分的火电机组因其固有体量大、短期内需承担岗位就业任务、环境惩罚成本较低、可改造性强、技术成熟且得到国家对火电灵活性改造的支持，依然要作为电力系统调峰主力。电网侧建成一批以“青豫直流”为代表的可再生能源输送通道，打通可再生能源高产地的对外电能输送通道，解决现有风电场、光伏电站发电弃风弃光问题。需求响应的发展基于不断完善的电力市场规则，此阶段首先应充分挖掘工业负荷中的可中断负荷与可调节负荷，作为电力系统调峰资源的补充，逐步摸索商业负荷与民用负荷的调峰潜力。蓄水电站持续建设，作为电力系统调峰储能侧的主要手段。化学电池、超级电容、氢储能因技术可靠性与经济性制约暂无法大面积普及。化学锂电池作为未来看好的储能方式之一，暂时用于稳定风电场、光伏电站出力。

2)到2035年左右，电源部分应建设小规模燃气轮机用作当地灵活调峰，保留火电灵活调峰、冷凝供热机组。大批核电项目投入运行，摸索核电站在安全运行的前提下，参与电力系统调峰。我国水电建设、蓄水电站建设技术成熟，规划开发合理，在此期间各类项目将不断完成建设投用，因其调峰成本低以及电力系统对旋转惯量的需求，此类调峰资源将长期作为基底运行。电网部分对各省调峰资源进行充分挖掘与调用，提高可再生能源输出地对外输电线路的变功率幅度与频率。各地小型可再生能源微电网作为大电网补充，稳定性强可长期孤岛运行。需求响应建设方面，随着电力物联网、智能化电网逐步建设发展，且民用负荷中弹性负荷增加(家用制热制冷电器、电动汽车等)，形成一定规模的电力聚合商，参与电力系统调峰与电力市场报价。储能部分，随着风力发电场、光伏电站的不断投入使用，根据国家政策要求与之相对应所建设的小规模化学电池将同步参与系统调峰。对储能侧管理模式与控制手段逐渐发展完全，化学电池调峰电站能够安全、稳定、长期、高效、经济运行，并形成较为成熟的化学电池储能调峰产业链。

3)到21世纪中叶，电源部分的大规模光伏、风电、水力发电并网实现一定程度上的可再生能源互补，火电、燃气轮机发电保持一定规模，核电通过合理安排检修等手段参与调峰。电网部分，进一步完善我国电网网架结构，打破省级壁垒，实现可再生能源互联互用，进一步提高电力系统鲁棒性。需求侧部分，工业、居民负荷调峰潜力得以充分挖掘，能识别各类负荷特征，对其进行精确分类，能进行较为精确的负荷与供电预测，分析电价与各类负荷之间的关系并根据其制定相应收售电价格，优化峰谷差、供电方生产效益与用户满意度。储能部分，随着材料技术、控制技术、检测技术、电网智能化程度不断提高，以及我国针对电解水制氢与氢气的“储-运-用”技术的不断突破，未来高比例可再生能源电力系统调峰方式将会以制氢站、大规模化学电池电站为主，蓄水电站、超级电容为辅。同时，未来我国电网的网架结构将不断优化，智能化水平不断提高，将逐步实现多种调峰资源自动高效调配，如图7所示。

图7 未来主要调峰方式及其权重Fig.7 Main peak-shaving means and their weights in the future

4 结 语

在双碳目标及环境压力下，全球能源使用逐渐呈现清洁化、低碳化趋势，我国电力系统可再生能源比例必将不断提高。但以风、光为主要代表的可再生能源发电不稳定因素多、间歇性强、反调峰特性明显，给电力系统动态平衡带来了巨大的挑战。本文首先分析了风电、光伏分布的时间与空间特性，阐述了调峰问题的原因、程度与难点，尤其是在可再生能源渗透比不断提高的情况下，多种电源互相协调使得调峰问题又会呈现新特点。面对更加复杂严峻的调峰形势，本文总结分析了目前以及未来发展前景较好的多类调峰方式，从经济性、技术性、可持续性、调峰性能等多个角度进行阐述与展望。

未来高比例可再生能源电力系统调峰问题主要包括经济、技术两个方面，且经济方面更为突出。化学储能装置的原材料与回收成本问题，蓄水电站的选址问题，水电、煤电、燃气发电以及需求响应参与调峰的收益问题(电力市场、调峰市场建设问题)是解决调峰问题在经济方面的关键点。另外，氢能的“制-储-运-用”技术，电网如何更加合理快速布局建设解决“源-荷”之间的空间矛盾，全国已存在的调峰资源如何统一智能调用解决“源-荷”之间的时间矛盾，是解决未来调峰问题所需的技术突破点。