8月10日，国家发展改革委、能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》提出，发电企业购买调峰能力方式的有：抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站和开展灵活性改造的火电等。那么，这些谁才是电网调峰主力？

一、从技术层面看

1、抽水蓄能

抽水蓄能是目前最重要的调峰方式，当新能源发电多发、电网消纳不了时，开启蓄水模式，用多发的电能将水从下水库抽到上水库，转化为势能储存。当电网需要时，抽水蓄能机组开启发电模式，水流顺势而下，带动轮机转动，再将势能转为电能，从而起到调峰的作用。但抽水蓄能有投资大、建设周期太长的缺点。

2、电化学储能

电化学储能占地少、建设快，可与风光项目配套建设，但电化学储能的寿命只有五六年，在风光项目的全生命周期中要更换好几次，相对成本较高，不过随着国家的大力支持，电化学储能的成本快速下降，在近日中广核4MW/8MWh储能项目中标候选人公示中，中标单价达到1.2元/Wh。

3、气电

天然气发电参与调峰仅有仅有发电侧一种形式，不仅受气价高、气源稳定性差影响，且成本几乎没有下降空间。

4、光热电站

光热发电通过蒸汽推动汽轮发电机组发电，能脱离无风无光的自然条件限制，光热电站中，目前采用的物理热储能（熔盐储能）介质熔盐是硝酸钾和硝酸钠的混合物，此原材料在我国西部地区的青海盐湖和新疆吐鲁番等地的矿山中有巨大储藏。但目前光热发电度电成本较高，不合适大规模推广。

5、火电灵活性改造

改造火电机组运行灵活性，可实现最小出力、快速启停、快速升降负荷三大目标，增加调峰能力。煤电机组可分为纯凝机组和供热机组，纯凝机组改造后可提高装机10%的灵活性，供热机组改造后可提高装机5%的灵活性，调峰能力不足。

二、从政策层面看

1、抽水蓄能

国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》。《规划》明确，目标到2030年，我国抽水蓄能电站投产总规模达到1.2亿千瓦，并且明确抽水蓄能电站重点布局在新能源快速发展和电力系统调峰需求大的区域。

2、电化学储能

2016年，国家层面发布第一个储能参与调峰的政策。2021年，电化学储能大爆发。3月，《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》发布，提出:公平无歧视引入电源侧、负荷侧、独立电储能等市场主体，落实储能、虚拟电厂参与市场机制；4月，《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》发布，储能装机首次提出明确装机目标3000万千瓦，将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支持新型电力系统建设的重要举措；7月《关于进一步完善分时电价机制的通知》发布，要求系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。

目前，除了新疆、陕西几乎所有省份均允许储能参加调峰辅助。

3、气电

早在2007年，天然气发电就被纳入了允许内；2016年，发改委提出要大力推进分布式气电建设；2017年，首次鼓励天然气发电参与调峰电站；2018年，首次提出限制天然气热电联产；截止到2020年底，东北、江苏、湖北、湖南、山东、甘肃、陕西、新疆等8地允许燃气发电参与有偿调峰辅助服务。

4、光热电站

《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》提出发电企业可向光热电站购买调峰能力。

5、火电灵活性改造

2016年，国家能源局首次发布火电灵活性改造试点项目，初步估计十四五期间可灵活改造出60GW调峰增量，其中内蒙的火电灵活性改造占新能源消纳的50%。

三、结论

目前来看，电网调峰以抽水蓄能为主，其他为辅，但随着政策的大力支持和成本的快递下降，电化学储能占据越来越重要的位置。

原标题：抽水蓄能、电化学储能……谁是电网调峰主力？