向新能源利用率与发电量占比兼顾转变
除了负荷峰谷差调峰外，“十四五”新能源带来的调峰需求同样不容小觑。有研究表明，新能源发电量占比超过10%，新能源接入引起的系统成本将显著上升。在业内人士看来，新能源消纳模式应该追求“合理利用率”，即在允许一定的弃风、弃光和切负荷的情况下，追求全系统的综合成本最小。
上述研究人士表示，从能源供应系统全局出发，新能源消纳水平理论上存在总体最经济的“合理值”。新能源“合理利用率”可定义为：使全社会电力供应成本最低的利用率。总体来看，新能源发展规模随利用率控制目标降低而增加，电力供应成本则呈“U型曲线”变化，拐点即对应经济性最优的新能源规模和合理利用率。“各省电源结构和负荷特性不同，若都以95%利用率水平作为目标，并不一定是最科学和最经济的，既给电力系统带来巨大的调度和运行压力，也影响了新能源的合理发展和科学利用。”
邱爱慈也认为，以新能源利用率为目标布局发展新能源，加之系统调峰能力存在缺额，不足以支撑高比例新能源消纳。随着新能源装机容量增加，新能源电量占比不断提高，新能源利用率将呈现逐渐下降趋势。“我们预测，2030年，以新能源发电量最大为目标布局新能源，可提升新能源电量占比1.75个百分点，但新能源利用率会降低1.87个百分点。随着新能源装机占比的不断提升，新能源对电量平衡的支撑作用明显，但对电力平衡支撑能力较弱，不足以保障高比例新能源接入电力系统的供电可靠性。”
邱爱慈表示，若“十四五”新增跨区跨省输电工程按照计划投产，已建在建通道全部达到设计输电能力，2025年新能源发电量预计可达1.31万亿千瓦时，利用率为95%，电量占比17%；2030年新能源发电量1.98万亿千瓦时，利用率91%，电量占比为22%。“新能源电量渗透率与利用率间相互制约，以新能源利用率为目标的消纳模式亟需向兼顾新能源利用率与发电量占比转变。”
各地应急负荷亟需形成合力
应对电网调峰压力，陈皓勇认为，从电网侧来讲，一是需要从结构上提高电网调峰能力，如增建抽水蓄能、新型储能、气电，加强火电灵活性改造，发展需求响应和虚拟电厂技术等；二是提高电网调度控制水平；三是积极稳妥地开展体制机制改革和创新。
受访的业内人士还提出，调峰压力是由“源-网-荷”三者共同产生，也应该由三者共同解决。就调峰现状而言，电网从调度层面已经通过抽水蓄能、省间互济、临时市场等方式来缓解调峰压力，未来还需要通过建立跨区域调节的市场化机制，在全国范围内实现调峰资源的配置。
以长三角地区用电量为例，各省资源禀赋和结构差异较大，目前调峰难的问题已由上海电网扩展到江苏电网、浙江电网以及安徽电网等多个电网。但各省调峰资源忙闲不均，全网系统优化作用尚未充分发挥，应急互备能力有待提升。“在各省应急负荷侧响应资源尚未统筹共享形成合力的当下，亟需探索省市应急负荷侧响应资源统筹共享机制，发挥协同倍数效益。”上述研究人士建议。
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