當前，我國可再生能源（含水電、風電、光伏、生物質）裝機占總裝機的比重約為42%，發電量占比約為30%。截至2021年6月底，我國可再生能源發電總裝機9.71億千瓦，其中風電裝機2.92億千瓦（陸上風電2.81億千瓦、海上風電1113.4萬千瓦）、光伏發電裝機2.68億千瓦，風電和光伏累計占比約為24%；全國可再生能源發電量達1.06萬億千瓦時，其中風電3441.8億千瓦時，同比增長約44.6%；光伏發電1576.4億千瓦時，同比增長約23.4%，風電和光伏累計占比約為14%，風電、光伏等可再生能源裝機和發電量持續增長。隨著雙碳目標的推進，風電、光伏等可再生能源裝機和發電量占比必將持續增長。
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常規的調峰
電力系統的發用電功率實時平衡，由于光伏、風電等可再生能源發電呈現隨機性和反調峰的特點，電力負荷結構多元化，日間及季節性峰谷差變大。同時，為保證可再生能源的消納，常規機組需要降低出力，尤其在負荷低谷時電網調峰壓力較大，電力系統面臨嚴峻的調峰需求。電力系統中調峰資源包括燃煤機組、抽水蓄能、燃氣機組、核電機組、風電、光伏等常規調峰資源，還包括新型儲能、電動汽車（V2G）、虛擬電廠、負荷需求響應等新型調峰資源。
燃煤機組和抽水蓄能是當前電力系統中主要的調峰資源。燃煤機組仍是我國裝機規模最大的電源類型，截止2020年底，我國煤電裝機10.8億kW，占比49.1%，發電量占比為60.8%。調峰一般分為基本調峰和有償調峰，其中基本調峰范圍一般為50%左右，根據電網的調峰需求和補償資金情況調整，屬于無償服務；有償調峰包括深度調峰以及啟停調峰，可參與調峰輔助服務或電力現貨市場獲取收益，屬于有償服務。目前，多個地區均要求燃煤機組開展靈活性改造，最低出力可達到40%甚至30%額定容量以下，極大的提升了機組的調峰能力。但也要看出，深度調峰和啟停調峰會造成增加供電煤耗，對機組設備帶來損耗等影響，且由于調峰價格機制還未真實反映與服務水平相一致的收益，發電企業參與調峰的積極性不高，部分發電企業長期處于虧損狀態，不利于市場的長期健康發展。抽水蓄能仍是全球包括我國技術最成熟、裝機規模最大的儲能類型，抽水蓄能通過電能和水的勢能的轉換來進行調峰。根據CNESA統計，截至2020年底，我國抽水蓄能的累計裝機規模31.79GW，在儲能總裝機占比中達到了89.3%。近期，國家發展改革委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，意見提出了優化抽水蓄能兩部制電價政策，以競爭性方式形成電量電價，完善容量電價核定機制，通過政策機制促進抽水蓄能加快發展，為建設新能源為主體的新型電力系統提供保障。國家能源局綜合司印發關于征求對《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》（征求意見稿）的函，提到2035年抽水蓄能規模將達到300GW，將有效保障雙碳目標的實現。
電化學儲能的調峰應用
以磷酸鐵鋰電池為主的電化學儲能發展迅速，根據CNESA統計，截至2020年底，我國電化學儲能累計裝機規模330萬kW，同比增長91.2%。近期，國家發展改革委和國家能源局發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》提出，到2025年，新型儲能裝機規模將達到3000萬kW以上。不管是電源側、電網側還是用戶側，儲能在電力系統中均可發揮調峰等功能，我國輸配電網一般按照分層分區的原則，儲能可有效解決分區輸配電網的調峰壓力。目前，江蘇、廣東、山西、甘肅等多個地區已出臺政策鼓勵儲能參與調峰市場交易，儲能可作為獨立主體或配合發電機組參與深度調峰和啟停調峰，在東北地區，燃煤機組配合熱電解耦的儲能方式也取得了很好的應用。多數地區儲能在風電、光伏側的調峰服務還未完全放開，新能源配套儲能參與調峰的積極性不高，后期隨著市場價格機制的健全，電源側儲能在電力系統中將發揮重要的調峰優勢。調峰也是電網側儲能的主要應用，2018年國內首批電網側儲能江蘇鎮江電網側儲能電站建設的最主要目的就在于解決當地夏季用電高峰的用電缺口問題。
在用戶側，利用價格機制低儲高放進行峰谷差套利是主要應用方式，低儲高放也是調峰的被動應用方式。近期，國家發展改革委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，意見提出合理確定峰谷電價價差，上年或當年預計最大系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1，將促進用戶側儲能的建設。同時，多地用戶側儲能也在探索參與電網需求側響應、調峰輔助服務等主動調峰服務。
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