调节电源是构建新型电力系统的关键支撑，对保障新能源大规模开发和高比例消纳发挥着重要作用。围绕燃气发电、抽水蓄能、电化学储能等调节电源，量化分析了世界主要国家的各类调节电源装机容量情况，对各国调节电源占电力总装机容量的比例进行了对比分析。结果表明，世界主要国家的调节电源装机占比中，美国最高（45%），我国最低（7%），因此我国新能源消纳能力受到很大限制。为了支撑新能源大规模发展和高比例消纳，需要大力发展调节电源。在调节资源分析和国际能源供应形势研判的基础上，全面分析了主要国家选择调节电源路径的背景和原因，横向对比了我国的能源基础，最后提出了对我国发展调节电源的启示。
引言
大力发展可再生能源已成为能源转型和应对气候变化的全球共识。根据国际能源署数据[1]，2023年全球可再生能源新增装机容量比2022年增长50%；到2025年初，可再生能源将成为全球最主要的电力来源，未来5a风能和太阳能发电将占新增可再生能源发电量的95%。在政策支持及技术进步等影响下，以风电、太阳能发电为代表的新能源呈现性能快速提高、经济性持续提升、应用规模加速扩大的态势。风电和太阳能发电出力具有随机性、波动性、间歇性，其大规模开发和高比例消纳需要电力系统配备灵活调节电源和储能调节措施[2-6]。
燃气发电是比较理想的调峰电源。燃气发电具有快速响应电网调度信号、高效燃烧释放能量并发电、广泛适应不同的用电端负荷等优点，在欧美某些国家承担主要调峰电源的角色[7-8]。2022年，乌克兰危机使得国际石油天然气市场受到剧烈冲击。从能源安全的角度，对于天然气储备量少、需要大量依靠进口的国家来说，国际石油天然气市场的动荡无疑令依靠燃气轮机发电来解决电力系统灵活性问题的方案充满了不确定性[7]。抽水蓄能具有调峰、填谷、储能、调频、调相和备用等多种功能，在煤电发展受限和气源保障困难的情况下，其在保障全球电力系统安全运行和促进新能源大规模发展方面的重要性日益突出[2-6，9-11]。
本文围绕燃气发电、抽水蓄能、电化学储能等调节电源，综合分析了我国以及美国、英国、德国、日本、瑞士、奥地利、葡萄牙等世界主要国家的各类调节电源装机容量情况，对各国调节电源占电力总装机容量的比例进行对比，在调节资源分析和国际能源供应形势研判的基础上，全面分析了主要国家选择调节电源路径的背景和原因，并横向对比了我国的资源基础，提出了对我国发展调节电源的启示。
1 世界主要国家调峰电源现状
1.1 抽水蓄能装机情况
截至2023年底，全球抽水蓄能装机容量达到17 913万kW[11]。其中，我国抽水蓄能装机容量5 094万kW，居世界首位；日本、美国的抽水蓄能装机容量分别为2316万、2189万kW，分列第2位和第3位。全球抽水蓄能装机容量排名前十的国家分别为中国、日本、美国、德国、意大利、西班牙、法国、韩国、印度、瑞士，如图1所示[12]。
1.2 燃气发电装机情况
截至2023年底，中国、美国、日本、意大利等主要国家的天然气发电装机容量如图2所示[13-14]。其中，奥地利、葡萄牙、法国、西班牙、德国、意大利的燃气发电装机容量根据天然气发电量估算。
1.3 电化学储能发展情况
截至2023年底，全球电化学储能装机容量达到9130万kW。从装机容量和储能量占比来看，抽水蓄能仍是储能领域的主力军，但近年来新型储能也得到了较快发展。2021年，全球新增投运新型储能项目首次突破1000万kW，累计装机达到2540万kW。2022年，全球新型储能累计装机规模达4570万kW，年增长率80%，锂离子电池占据绝对主导地位，以用户侧和电源侧为主[15]。根据Bp能源统计数据，截至2023年底，世界主要国家电网侧电化学储能装机容量如图3所示[13]。
1.4 调节电源占电力系统总装机容量的比例
分析世界主要国家电力系统总装机容量、抽水蓄能装机容量、天然气发电装机容量和电网侧电化学储能装机容量，世界各国调节电源装机容量占电力系统总装机容量比例如图4所示，其中，美国最高，调节电源占比为45%；意大利、英国、葡萄牙、韩国次之，调节电源占比分别为41%、38%、33%、33%；我国最低，调节电源占比仅为7%，因此，我国新能源消纳能力受到很大限制，为了支撑新能源大规模发展和高比例消纳需要大力发展调节电源[16-19]。
2 我国与世界其他国家调节电源发展路径的对比分析
为了促进新能源发电的发展，世界各国主要采取增加燃气发电、抽水蓄能、新型储能等调节电源的手段。美国页岩气储量巨大、用气成本低廉，且燃气机组占比很高，因此发展抽水蓄能电站的意愿不是十分强烈。俄乌冲突以来，欧洲的天然气供应不能得到有效保障，能源安全形势较为严峻，但由于地形相对平缓，除葡萄牙、奥地利、瑞士等国家外，欧洲其他国家的抽水蓄能资源条件一般，因此欧洲大部分国家大规模发展新能源，除了依靠燃气机组的调节能力外，欧洲各国电网之间的互相调剂也发挥着重要作用。日本天然气主要依靠进口，能源安全受制于人，因此，日本发展抽水蓄能的意愿最高。但日本受限于国土空间狭小，陆地抽水蓄能的资源条件有限，海水抽水蓄能建设成本高、技术难度大，因此，日本选择氢能作为未来储能发展的主要技术路线，并加大了在氢燃料电池方面的投入。
鉴于我国“富煤、贫油、少气”的能源资源禀赋，燃煤发电仍是我国当前的主要支撑能源，在电力系统中发挥着兜底保障作用。2023年我国燃煤发电总装机达到11.6亿kW，占电源总装机的比例约为40%。国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》[16]中提出，到2027年存量煤电机组实现“应改尽改”，最小发电出力达到30%额定负荷。按照“应改尽改”的要求，预计完成灵活性改造的煤电机组约7亿kW，最大调节能力约5亿kW。但是，燃煤发电会增加温室气体排放，不利于碳减排目标的实现，并且低负荷运行时会导致炉膛温度降低、燃烧不稳定，还会导致烟气污染物净化设备偏离运行条件，影响环保指标达标，需要进行技术突破和改造升级。此外，如何兼顾调峰能力和经济性也存在一些问题。可见，煤电机组要承担更大比例的调节任务，还有大量技术难题需要攻克。
燃气发电是比较理想的调节电源，在欧美国家承担主要调节电源。然而，我国天然气储备量很少，无法满足燃气机组的用气量需求。我国作为世界第一大能源消费国，从能源安全的角度，不大可能通过大量进口天然气满足用能需求。另外，天然气产地远离消费市场，中东部地区天然气门站价格接近2元/Nm3，燃气发电运行成本高。我国燃机产业起步并不比欧美发达国家晚，但在很长一段时期都没有取得重大突破，通用电气、西门子、三菱重工等巨头企业长期垄断市场，尤其是重型燃机领域，全国产业化进程慢。截至2023年底，我国气电总装机达到1.26亿kW，约占电源总装机的比例为4.3%，理论最大调节功率约1亿kW，约占气电装机的80%，但实际调节能力受气源保障、温度和海拔影响，与理论调节能力有一定偏差[20]。
此外，需求响应也能够提供一定的调节能力。国家发展改革委等六部门联合印发的《电力需求侧管理办法（2023年版）》[21]提出，到2025年各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%~5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。受产业结构调整影响，第三产业、居民生活用电占比逐步上升，我国各省区负荷曲线尖峰化、峰谷差拉大。电力市场化改革背景下，价格机制可以一定程度上降低尖峰负荷、减少负荷峰谷差。然而，我国幅员辽阔，各省产业结构、用电结构、电源结构各具特色，用电需求呈现出不同特点。部分省份用电特点为“尖峰高、时长短”，有开展需求响应的基础；部分省份用电特点为“最小负荷率较高，负荷曲线较平，高峰时长较长”，开展需求响应难度较高，且效果不明显。
抽水蓄能具备大规模开发的条件，经济性好，可以在电力系统中发挥调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等功能，并提供转动惯量；电化学储能建设周期短，可快速调频，对地形地质条件的要求不高[9]。在具备资源条件的国家，抽水蓄能和新型储能可以发挥很好的互补作用，尤其是电化学储能使用寿命相对较短，可以和抽水蓄能形成近中远期互补发展格局，共同促进新能源大规模开发和高比例消纳[22-23]。
3 对于我国发展调节电源的启示
（1）抽水蓄能是最经济、最清洁、最具规模化发展潜力的调峰电源，各国均认为加快发展抽水蓄能可有效提升电力系统的调节能力，但受资源条件限制，各国发展抽水蓄能电站的潜力不同。例如，美国的地形、地质、水源等自然条件较好，发展抽水蓄能的潜力较大；而日本国土狭窄，可利用的土地面积少，发展抽水蓄能的潜力有限。
（2）我国幅员辽阔，地势高低起伏，山地、高原和丘陵约占陆地面积的67%，抽水蓄能电站的建设条件得天独厚，站点丰富且分布范围广[22]。综合历次选点规划、中长期规划及经批复的相关省份新增纳规申请，截至2023年底，全国已纳入规划和储备的抽水蓄能站点资源总量约8.23亿kW，其中已建5094万kW，核准在建1.79亿kW。
（3）我国缺油、少气，不具备美国等发达国家通过大规模建设燃气机组提高电力系统调节能力的资源条件，为了实现双碳目标，只要具备建设条件，发展抽水蓄能仍是主要的技术路线。奥地利的调峰电源即是以抽水蓄能为主，燃气发电为辅。
（4）抽水蓄能是促进新能源发展的新能源基础设施，未来抽水蓄能的需求规模和新能源的发展规模息息相关。抽水蓄能建设周期长，虽然“十四五”以来得到了快速发展，但考虑到促进未来新能源大规模发展，仍然需要继续建设大量的抽水蓄能电站。抽水蓄能可以发挥保供的作用，但不能只以保供来衡量抽水蓄能的需求规模。应因地制宜，将建设条件和经济性较好的抽水蓄能电站纳入发展规划之中，并积极推动项目实施。
（5）抽水蓄能将和煤电灵活性改造、新型储能和需求响应等调节手段共同发挥支撑新能源发展的作用，发展前景均十分广阔。抽水蓄能在电力系统中发挥调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等功能，可以为电力系统提供转动惯量，并提供大容量较长时段的储能能力；电化学储能响应速度快，可快速调节新能源的瞬时出力波动；煤电灵活性改造能够发挥电力系统兜底保障作用，起到“压舱石”的作用；需求响应可以充分调动负荷侧参与电力系统调节的积极性，降低系统总成本，也是调节手段的重要补充。
4 结语
本文综合分析了我国以及美国、英国、德国、日本、瑞士、奥地利、葡萄牙等世界主要国家的燃气发电、抽水蓄能、电化学储能等调节电源的装机容量情况，对各国调节电源占电力总装机容量的比例进行了对比。对比结果表明，我国的调节电源装机占比最低，我国新能源消纳能力受到很大限制，为了支撑新能源大规模发展和高比例消纳，需要大力发展调节电源。在调节资源分析和国际能源供应形势研判的基础上，全面分析了主要国家选择调节电源路径的背景和原因，并横向对比了我国的资源基础，结合国内能源资源禀赋，提出了对我国发展调节电源的启示，即立足资源禀赋，发展抽水蓄能，与煤电灵活性改造、新型储能和需求响应等调节手段共同促进未来新能源大规模发展。
