长期以来，我国大区电网存在电源分布不合理，造成电源结构（基、腰、峰荷电源）性矛盾，即电网严重缺调峰电源，是当前电源紧张和阻碍节能减排的关键。

首先，我国电力一次能源构成不合理，品种单一。

目前，我国水电占20%以上，煤电70%以上，核电、抽水蓄能、燃气电厂极少，合起来不足10%，燃煤发电量占总发电量80%以上，二氧化碳和二氧化硫排放量很大。核电极少，风能、太阳能等绿色能源只是最近几年才开发利用。

其次，我国电源结构不合理。

电力一次能源结构不合理必然导致电源结构不合理。水电占20%多，且多是径流，西南水电年利用4000小时以上，汛期大发，带基荷，供水期可提供调峰也不足10%。

上世纪90年代以来，电网进入超高压、大电网、大机组时期，执行“以大代小”、“以煤代油”政策；原日内开停作主力调峰的小火电、油电近亿千瓦，逐年关停，至2010年小火电、油电关停8100万千瓦，原调峰率高的油电大机组改为煤电，但却没有规划补建峰荷电源，致使调峰矛盾凸显，至今时过20年，矛盾依旧，实属决策严重失误。

发展热电没有严格执行国家“以热定电”的原则，机组多为30万千瓦打孔抽汽的，只允许调峰10%。主要新增低碳大机组合理调峰率为20%,故现有水、火电合理调峰率约为总电源15%-20%，远不能满足电网40%-50%峰谷差的调整要求。

特别是电源结构性矛盾，造成严重缺调峰电源，尚未引起重视。一些决策领导和专家只谈“发电能源结构”，即煤、水、油、核、新能源的比重，这是必要的，而重要的“基荷、腰荷、峰荷电源结构”甚至未提出这个概念，电源规划中只列电量、最大电力和备用容量，列峰谷差，但不做调峰方案。上世纪八十年代几个大区电网都曾长期存在峰荷电源不足，频繁拉闸限电，成为困扰调度的严重问题。但笼统地归因于缺装机容量，有大区电气工程学会组织召开水、火电设计院及网省局专家“调峰专题会”，一致认为建设抽水蓄能电站迫在眉睫，建议调整原规划项目以100万千瓦抽水蓄能替代同容量煤电规划项目。但决策领导以所谓的有煤电项目才有电煤指标的说法，一味地争上港口、路口煤电项目，使建议告吹。以后30万千瓦以上火电机装了一批，电源有余了，但调峰矛盾更加突出，小火电难以停下去。虽采取了5.0万千瓦及以下火电机组每日开停调峰，又迫使10万千瓦煤电机组开停。进一步迫使30万以上机组深度调峰，60万机组非常规调峰降出力到50%。制粉、除灰、油、汽、水等系统频繁调整，煤耗高，磨损大，不经济，不安全，电网安全经济调度无法进行。又搞一批20、30万机组轮流开一天停两天，电厂抵制，曾发生过有20万、30万机组冷备用、高峰时拉闸的极不合理局面。

虽已有联网错峰，仍在搞火电机组非常规调峰，在组织用户有序用电，高峰让电以保生活用电，这不正是调峰矛盾吗？发生高峰时频繁拉闸的极不合理局面仍然存在。

因此，多年来一直迫使超临界和超超临界60万-100万千瓦机组非常规调峰，低谷时出力压到50%亚临界运行，使低碳机组高碳运行。随着城市化、工业化，电网每年增长的用电负荷，其峰谷差将超过50%，如继续增建低碳煤电大机组，必将继续强迫其非常规调峰，岂不恶性循环。目前东中部电网出现缺电，实际是缺调峰电源，目前调峰电源约占总电源的15%-20%。因此调整电源布局和电源结构已迫不亟待。

发达国家十分重视合理的电源结构，使基、腰、峰荷电源保持最佳比例，一般峰荷电源占总装机容量25%~35%。峰荷电源首选是抽水蓄能，其装机比重较高。日本经济高速发展时期，抽水蓄能规模始终按电源结构最优原则确定，1980年占总装机8.01%，1990年占9.03%，1999年占9.4%。且认为应始终保持10%-15%的最优比重，并由政策规定不必逐个将其上网电价待财务评价，而由九大电力公司统一还贷。

我国南方电网公司2006年成立调峰调频发电公司，2009年派专家到日本考察抽水蓄能发展历史和运营现状。目前广东电网有2个240万千瓦的抽水蓄能电站，占广东电网8%,在建4座共760万千瓦，2015年将达10%。

我国蓄能电站不足2%，合理的比例应保持10%以上，才能适应风电、核电发展和火电大机组的高效运行。

风电因其间隙性、波动性特点，因此开发百万千瓦或更大的风电场，主要需解决并网、蓄能和励磁的问题。

风电与常规水电配合

风电、水电年度分布特性：冬春季雨少风多，水电为供（或枯）水期，水电少而风电为大发期；汛期雨多风少，正是水电大发，而风电少发正可检修。二者能量互补。

常规水电年利用小时低，南方的约4000小时左右，东北、西北水电主要用于调峰，利用小时数2000-3000,故水电线路送电年利用小时低，供水（或枯）水期更低，如果水电送出线路沿途有风电接入，风水打捆风主水从最为有利，不但少建风电输电专线；而水电调峰机可作压水调相运行，其调峰水量存入水库备用。特别是调相机组可作风电间隙补偿，或缓冲风电波动性冲击。还可输出无功作风电励磁电源。

在受端电网中，尽可能在大城市附近选建抽水蓄能电站，以降低输电功率损耗和电压损耗，实现就地调峰平衡和无功平衡。

利用弃风产生的电量，抽梯级水电的下库水到上库蓄能。

大电网易于接纳几十万至几百万千瓦的大风电：

大风电可分组直接并入邻近的大区受端超高压网架，与其它电源一样，直接供用户使用，其波动性、间隙性在大电网中易于接纳吸收，因有水、火电机组AGC配合，其综合可调容量足够适应；抽水蓄能更有快速负荷跟踪能力，可有效减少风电场对电网的冲击。

每日电网两个低谷用电时段，约6-8小时利用弃风抽水蓄能（尽力在大城市附近建厂址），虽是4度换3度（美国已有5度换4度的报道），但转换成可贵的峰荷电源，而且是双倍的绿色的峰荷电源（如用煤电抽水，则排放不减），从而推动风电发展。

西欧滨海国家

配套发展经验可供借鉴

据欧洲风能协会研究报告的观点，电网接纳更多风电是经济性和政策性问题，不是技术水平和运行问题，德、法、丹麦、西班牙等西欧濒海国家对风电并网以及电网如何适应作了深入研究，结论是，风电容量可占总电源比例超过20%。其风、蓄配合，改善电源结构，是促进风电发展的主要经验

西班牙风电装机占总装机20%，发电量占8.7%，核电占15%，抽水蓄能约10%。

德国风电占总装机17%，电量占总7%，水电比重很低，消纳风电措施除与欧洲电网强联外，建设抽水蓄能电站超过10%。

法国是核电大国，水电资源丰富，已开发92%，强调多能互补，积极发展风电，配套建抽水蓄能约占总电源13%，电源结构较优。

风电国度丹麦风电装机已达总容量25%，发电量占16%，规划2025年风电比重达50%。全国电网与北欧强大电网相联，利用北部挪威水电大国错峰蓄能，可很好实现匹配调峰，使挪威成为理想的抽水蓄能国度，从而提高其风电利用率。

在以煤电为主，缺油少气的国情下，除大力开发西部水电，当务之急要大力发展风电，配套建设抽水蓄能，实现电源结构优化。可获以下六项巨大效益：

第一、全国风电（上网容量）、抽水蓄能各占受端电网总电源10%配合开发，替代20%的煤电装机，如“十二五”末电源总规模15亿千瓦，煤电则可少装3亿千瓦，使电源结构改善后取得大幅度节能减排，并减少输煤输电压力。
第二、风蓄配合，排除煤电高效机组低碳运行状况，提高负荷率，年利用小时可由目前的4000多升到6000多，使运行机组大幅节能减排，且减少磨损，安全运行。
第三、利用常规水电、风电年度分布特性：实现风水互补，推动风电发展。
第四、受端电网中建抽水蓄能，可让西部送来的输电通道带基荷，输送电力年利用小时可由设计5000小时提高到7500小时，则3通道可以替代4通道，节省大量投资。
第五、抽水蓄能增加受端电源（有功和无功）支持，提高电网稳定性，特别是发电机的强行磁励，提供防止电压崩溃的动态无功。
第六、抽水蓄能在电网中调频调相黑启动事故备用等，有利于提高电网抵御自然灾害，军事打击，恐怖活动的能力。

目前我国风蓄配合

改善电源结构条件更成熟

目前我国东中部电网，华北、山东、广东电网，主要是缺调峰电源，故提出优先大力发展风电，配套建设抽水蓄能，形成风抽水电为主的调峰电源，再选建一批燃气发电，可利用城市附近关停的10~20万千瓦机组的基础，投资少，见效快，加上常规水电调峰10%，使峰荷电源不少于总电源35%，这正是优化电源布局和电源结构的急需，且达到大幅度降低煤电装机比重目的。以上是电力工业发展方式转变的首要措施。

近几年各省区风电发展方兴未艾，其中酒泉集中开发1000万千瓦并于西北750千伏电网，东北2011年末已达1500万千瓦，日发电1.3亿千瓦时，华北电网已超过1000万千瓦。电网低谷用电时，风电被关停情况下，东北电网2010年风电量达10%.

已知我国东部沿海、山东及辽东半岛、东北吉林、黑龙江、内蒙东部和华北电网北部是风电的丰富地区。抽水蓄能除上海外，东中部各省都有，东北就有3000万千瓦的站址，已规划好11处1250万千瓦。
　　
风电、抽水蓄能技术成熟，储能效率、工程造价、使用寿命及总体对环境影响方面都具有明显优势。近半年，我国领导与一些发达国家领导人互访中，或国际会议中，谈经贸合作都有新能源，西欧滨海国家风蓄配套和日本抽水蓄能发展经验值得我国借鉴。他们的先进技术和设备，正是我国急需。当前世界经济处在衰退时期，我们正处于买方市场低位。

基于以上分析，我国东中部既有丰富的风能和抽水蓄能站点，又靠近大电网，电网的电源结构性矛盾又亟待调整改善，因此，建议大力开发，大中小相结合，小的各省区分散开发，就近上网；百万千瓦级的，由中央集中财力完成，建成为“风、蓄配合”的绿色峰荷电源，对电网发挥巨大节能减排为主的上述六项效益。