电网调峰电源规划研究
火电机组参与深度调峰对电网频率特性的影响研究
火电机组参与深度调峰对电网频率特性的影响研究摘要：受到负荷功率需求低、外送能力弱、电网调节能力有限等因素影响，可再生能源发电的弃风、弃光现象严重，为了提高新能源的消纳能力，应对负荷出现的峰谷差，火电机组深度调峰势在必行。
新能源接入及渗透率的提高将导致传统火电机组的关停，进而对电网的转动惯量和调频过程造成影响。
分析了风电的频率特性，给出了不同频段内风电波动对电力系统调频的影响，提出了基于分频原理的火电机组一次调频控制方法，改善了系统频率特性。
文考虑了风机出力的随机性，从概率角度对风电系统进行建模，探讨了风电波动对电网频率特性的影响。
对风电的随机性给电网频率的稳定、电能品质及经济性带来的影响进行了综述。
提出了变速风电机组的频率综合控制方法，用于解决大规模风电场集中接入使电网惯性降低的问题。
提出了以火电调频为主、风电调频为辅的一次调频联合控制策略，有效规避了系统频率二次跌落的问题，提高了风电参与一次调频的安全性。
建立了简化的低惯性电力系统数学模型，从频域角度分析了新能源接入时频率特性发生的变化。
提出了风机控制器的模型，分析了控制参数及火电机组汽轮机工作点对孤岛系统中频率特性的影响。
虽然新能源具备调频能力，但在实际电力系统运行中，随着新能源的接入，整个系统惯量仍呈下降趋势。
不参与调频的新能源大量接入电网时，将不利于电网频率的稳定。
关键词：火电机组；深度调峰；电网频率特性；影响引言“十三五”期间，新能源风光发电装机规模迅猛发展，同时电力负荷中居民用电和第三产业用电比重持续快速增长。
不论是新能源发电出力，还是居民和第三产业的用电负荷，都具有很强的日内波动性，这些都对电力系统的灵活性运行造成很大挑战。
在碳达峰、碳中和“3060”目标的背景下，以新能源为主体的新型电力系统的提出对电力系统的灵活性提出了更高的要求。
而据中国电力企业联合会统计，我国发电装机以煤电为主，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到 6%，比较而言，欧美等国灵活电源比重较高，西班牙、德国、美国占比分别为 34%、18%、49%。
新能源接入后电网调峰特性及调峰策略研究
新能源接入后电网调峰特性及调峰策略研究摘要：随着人们环保意识的逐渐提高，新能源逐渐得到广泛的应用，因此本文就新能源接入后电网调峰特性及调峰策略进行研究，通过电网的负荷特性、新能源的电性特征及结构，合理的安排机组开机方式，让新能源接入电网后能够满足电网调峰的需求，同时还要优化电网负荷的特性，降低电网之间的峰谷差，提高新能源机组并网的管理能力等一系列策略，促使新能源得到合理的应用。
关键词：新能源；电网调峰特性；调峰策略一、电网的现状（一）电网电源结构由于我国的地形不同，导致各地的电网电源结构有所差异，就以江西为例，由于江西的光照资源和风力有限，且新能源起步较晚，但随着科学技术的快速发展，其电源电网结构由刚开始的骨干网架，逐渐形成结构合理、清晰的电网，且主网的抵御能力也在逐渐提高，发展中心也逐渐转向配电网和特高压，尤其近两年，江西的电网风电、光伏等新能源呈上升的发展趋势，这让江西电网新能源的消纳压力逐渐增加。
（二）电网负荷特性由于地势地形不同，致使我国各省的经济都存在着不同的差异，这让电网负荷峰谷差存在较大的差异，就以江西为例，江西省的工业发展基础差，工业负荷在整个负荷中所占的比例较少，且增长速度不是很快，但人们生活用电增长较快，且比重日益增加，这就导致全省的调用电负荷越来越大，致使电网调峰困难，尤其是在用电高峰期，电网调峰就会显得异常艰难。
除此之外，季节也会对用电负荷产生影响，春秋季用电负荷峰谷差较大，这两季的全天都会存在三个高峰期，即早高峰十一时、前晚高峰十七时及晚高峰十九时，当然这两季也会存在低谷期，在低谷期时，电网负荷的波动较大，在用电负荷低但新能源汛期水电大时，就会导致新能源消纳出现困难；在冬季出现负荷峰谷最大的两个高峰，即早峰十一时、晚高峰十八时，且电网全天的负荷波动较大，这对电网合理安排开机方式产生极大的影响，要是在用电高峰期，用电负荷低但新能源汛期水电大发时，也会导致电网新能源消纳出现困难；夏季的负荷峰谷差不大，因此全天的负荷波动不会很大，但电网的安全运行和可供电能力得不到有效的保障。
国家发展改革委、国家能源局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
国家发展改革委、国家能源局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文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会,国家能源局•【公布日期】2024.01.27•【文号】•【施行日期】2024.01.27•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文国家发展改革委国家能源局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各省、自治区、直辖市发展改革委、能源局，北京市城管委，天津市、辽宁省、上海市、重庆市、四川省、甘肃省工信厅（经信委），中国核工业集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、华润集团有限公司、国家开发投资集团有限公司、中国广核集团有限公司：电网调峰、储能和智能化调度能力建设是提升电力系统调节能力的主要举措，是推动新能源大规模高比例发展的关键支撑，是构建新型电力系统的重要内容。
为更好统筹发展和安全，保障电力安全稳定供应，推动能源电力清洁低碳转型，现就加强电网调峰、储能和智能化调度能力建设提出如下意见。
一、总体要求以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻落实党的二十大精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，着力推动高质量发展，统筹发展和安全，深入推进能源革命，统筹优化布局建设和用好电力系统调峰资源，推动电源侧、电网侧、负荷侧储能规模化高质量发展，建设灵活智能的电网调度体系，形成与新能源发展相适应的电力系统调节能力，支撑建设新型电力系统，促进能源清洁低碳转型，确保能源电力安全稳定供应。
——问题导向，系统谋划。
聚焦电力系统调节能力不足的关键问题，坚持全国一盘棋，推动规划、建设、运行各环节协同发展，推动技术、管理、政策、机制各方面协同发力，充分发挥源网荷储各类调节资源作用。
农村电网规划电源规划
（4）由WD 值确定抽水蓄能电站所担负的工作容量，加上适 宜它担负的负荷备用及事故备用，即得其装机容量。
用也大，这两方面综合权衡，就可以找
到热电厂的经济容量 的范围，如图
G(元/GJ）
图中：1-热网费用曲线，
3
2-热电厂费用曲线，
3-总费用曲线
1
2
Q T e QT(GJ1)6
4.2
热电厂容量选择
❖ 注意：就热电厂本身来说，总费用最低时的容量就是其经 济容量，此时电厂本身经济效果最好。就热网整体来说， 则还有一个超过热电厂经济容量部分的热负荷如何供应， 或者多个热电厂或热电厂与区域锅炉房之间如何分配热负 荷的问题，这需要在每个热源经济容量的基础上列出几个 供热方案，经技术经济比较后确定。
WB0 24NB0
利用WB0 与系统日负荷曲线就可以确定水电站的最大工作容 量 NG 。设日调节水电站由于航运、灌溉等用水需要而保证的水 流量为 QJ ，这部分出力应承担基荷部分，水电站的基荷出力为
NJ 9.81shQJ Hse
故水电站可以在峰荷工作的日电量为
Wf 24(NB0 NJ )
8
4.2
2
4.1
3.电源规划的经济评价方法
❖ 【意义】电源规划方案的经济评价是电源规划中不可缺少的 环节。
❖ 【目的】根据国民经济整体发展战略及地区发展规划的要求， 计算各方案的投入费用和产出效益，进行多方案的技术经济 比较，进而从中选择对国民经济发展最有益的方案。
核电参与电网调峰的运行策略研究
核电参与电网调峰的运行策略研究作者：张清元来源：《现代企业文化·理论版》2017年第17期中图分类号：TM9 文献标识：A 文章编号：1674-1145（2017）09-196-01摘要随着经济的发展，国民对电能的需求越来越大。
核能是一种清洁能源，它对电力系统的介入不仅可以为我国企业与居民提供大量的电能，还在一定程度上促进了气候环境的改善，通过核电调峰，可以低估减轻调峰压力，也可以减少系统的运行成本，并且对于风电、光伏发电的有明显的作用。
本文在此对核电参与电网调峰的运行策略进行研究。
关键词核电电网调峰运行一、核电机组参与电网调峰方式（一）跟踪负荷调峰跟踪负荷调峰指的是现代压水堆和电阻有着跟踪负荷调峰的能力，所以调峰的速度和深度必须根据负荷的情况与核电组的自身安全进行多方面的考虑。
（二）极端日压出力运行极端日压出力运行指的是在不能进行负荷跟踪调峰的前提下，利用提高火电与水电这样的可调电源开机容量来增强系统调峰能力。
（三）核电站换料大修时间合理安排在发电循环完成之后，核电机组需要停机，然后采用新的组件换掉旧的燃料组件。
核电站对这换料大修的时间进行合理地安排，在维修之后可以确保下一次的发电循环的平稳运行。
换料大修是参与系统调峰对本身经济影响最小且最为容易实施的手段，特别是在冬季。
二、各类机组的调峰能力（一）原型堆这种机组是利用长期低功率运行的方式进行调峰，复合跟踪能力不是很好。
（二）A模式压水堆这种模式的压水堆机组是在满功率水平下运行，较为稳定，它的反应堆功率主要靠可溶硼浓度进行调节，也可以按照控制棒进行功率的调节。
其条件为在80%循环寿期内采用“12-3-6-3”的日负荷跟踪。
“12-3-6-3”为负荷高峰时带12h满出力，在负荷降低的时候用3h的线性减负荷，于50%FP的平台上运行6h，在早上用3h线性加负荷到满出力。
（三）G模式压水堆G模式的压水堆机组核电站同样可以用“12-3-6-3”的模式进行调峰，30%FP是它的最低运行功率。
区域电网调峰调频电源需求与容量配置研究
区域电网调峰调频电源需求与容量配置研究陈武【摘要】Peak load regulation power plays an important role in solving the unstable problem caused by increasing peak valley load and connection of new energy. Considering the operation status of regional grid, a method of figuring the demand of peak regulation power is introduced, which is based on forested load difference and the regulation capacity of power station. At last, the new peak load regulation power and new business module are introduced.%调峰调频电源对因日益增加的电网峰谷差和不稳定的新能源接入引起的电网不稳定问题作用巨大。
考虑区域电网的运行现状，根据系统的峰谷差和备用容量确定系统总的调峰容量需求，然后再根据各种电源的调峰深度计算出系统对调峰调频电源容量的需求，最后对调峰调频电源的配置和新业务模式进行探讨。
【期刊名称】《广东水利电力职业技术学院学报》【年(卷),期】2014(000)002【总页数】4页(P27-29,65)【关键词】调峰调频电源;容量配置;调峰调频新模式【作者】陈武【作者单位】中国能建集团广东省电力设计研究院，广东广州 510663【正文语种】中文【中图分类】TM715南方电网公司发展战略规划提出电网发展向智能、高效、可靠、绿色方向转变。
随着电网峰谷差值越来越大，调峰矛盾越来越突出。
同时小火电被大量关停，电网缺乏足够的调峰电源，迫使大机组进行深度调峰。
江西电网电源结构及调峰现状分析
江西电网电源结构及调峰现状分析摘要：近年来江西电网各类电源最大峰谷差日实际调峰运行情况，得出江西电网调峰现状及存在的问题，为进一步分析江西省的调峰能力打下基础。
关键词：电源结构；火电；水电；调峰现状1 江西电网电源结构江西省统调总装机容量为2293.24万千瓦，其中水电296.97万千瓦，火电1694万千瓦，风电与光伏装机容量302.57万千瓦[1]。
网调容量320万千瓦，除网调火电200万千瓦外（即抚州电厂200万千瓦），还有洪屏抽水蓄能电站120万千瓦。
省调容量为1852.69万千瓦，包括11个水电厂，12个火电厂，19个风电厂和13个太阳能电厂，其中水电装机176.97万千瓦，火电装机1494万千瓦，风电装机102.72万千瓦，太阳能装机79万千瓦。
2 江西电网调峰现状分析2.1各火电厂调峰情况（1）最大峰谷差日从最大峰谷差日江西电网各火电厂高峰时刻、低谷时刻出力情况可知黄金埠电厂、新昌电厂、井冈山二期、丰城电厂、丰电二期、景德镇二期、贵溪三期、九江新昌高峰时段均可以达到100万千瓦以上的出力，这些电厂是高峰负荷时的主力电源。
从各火电厂承担的调峰量来看，承担调峰量最大的是景德镇二期93.8万千瓦和丰城电厂91.4万千瓦，此外，贵溪三期、丰电二期、井冈山二期、新昌电厂、安源电厂、黄金埠电厂也承担过60万千瓦以上的调峰量，它们是主要的调峰电厂。
从火电厂的调峰深度来看，多数火电厂的调峰深度都有超过50%的记录。
因火电机组最大技术调峰深度一般在50%左右，所以这些调峰深度超过50%的电厂多数是采取启停调峰或低于最小技术出力运行的措施，以满足调峰需求，说明在江西省占据绝对比重的火电调峰压力突出。
（2）夏季最大负荷日从各火电厂在夏季最大负荷日的调峰量来看，调峰量超过60万千瓦的机组较少，调峰压力明显小于最大峰谷差日。
从调峰深度来分析，2013年、2014年和2016年没有火电厂的调峰深度超过50%，2015年仅黄金埠电厂调峰深度达到50.4%。
电力系统电源规划概述
0前言电源规划就是确定在规划期内系统应在何时、何地、建何种类型、多大容量的发电厂,以最佳方式满足电力负荷发展的需要[1]。
在传统的电力工业中,电源规划的目的是根据某一时期的负荷需求预测,在满足一定可靠性水平的条件下寻求一个最经济的电源开发方案[2]。
其主要任务是根据今后若干年内的负荷预测,在保证技术合理性和考虑各类电厂之间相互协调的基础上,寻求满足规划区域内的多目标电源建设方案[3]。
1电源规划研究的历史和新的挑战1.1电源规划的商用软件介绍国外研究出多种商用电源规划优化程序,其中应用较为广泛的是WASP软件包。
还有通用开发的最优发电规划程序包,麻省理工的电力系统发电容量扩建分析系统模型,法国电力的国家投资模型等。
目前国内开发了按发电厂优化的JASP软件包。
1.2电力环保电力系统环境保护是制订电力工业可持续发展战略的关键。
电源规划不仅涉及烟气、灰、渣、液和核幅射等环境污染问题,还可能加重煤炭产区水土流失和土地荒漠化等生态环境问题。
在建立数学模型时,将环境污染和能源消耗转化为经济成本,与投资费用和运行维护费用共同构成规划目标函数,通过使总成本现值最小,寻找整个规划期内最优电源扩容方案。
1.3调峰问题我国目前电力系统中的负荷率趋于下降,系统的负荷峰谷差逐年增大,系统的调峰问题愈来愈突出,研究电网调峰电源规划,解决远景的调峰问题已成为电力发展的重要组成部分。
1.4不确定因素由于电力系统的外部环境不断变化,电源规划也会受其影响。
酸雨、温室效应等环境问题突出,电源规划时必须考虑环保因素。
煤炭资源减少,政治经济形势变化等都会影响燃料价格变化。
电力需求变化、环保法规等都会使电源规划不确定性加剧。
需求侧管理的削峰填谷,独立发电商参与电力市场,都要根据综合资源规划原理进行电源规划。
因此,投资者在制定发电投资决策时,如何适当计及这些不确定性因素的影响就成为亟待解决的重要问题。
1.5电源电网联合规划传统电源规划通常采用按发电机组优化的数学模型,即假定电力系统的全部电力负荷与所有发电机组都被认为集中在一个节点上,因此,又叫单节点的数学模型。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
福建电网调峰电源规划研究刘峻，林章岁福建省电力勘测设计院，福建省福州市350003Study on P eaking Source Planning of Fujian Power GridLIU Jun，LIN Zhang-sui．Fujian Electric Power Investigation and Design Institute，Fuzhou 350003，Fujian Province，China摘要：调查和分析了福建电网调峰现况及主要存在问题，分析了2010～2030年间福建电网调峰能力，研究了各水平年调峰平衡和福建电网中长期调峰电源选择、调峰电源结构优化和调峰电源布局问题，提出了中长期福建省调峰电源规划建议。
关键词：福建电网；调峰；电源规划ABSTRACT: The primary question and present situation of peak load regulation of Fujian power grid are described. The capability of peak load from 2010 to 2030 is analyzed. The balance between peak load demand and the selection of peaking units for medium and long term,as well as the optimization of the structure of power supply sources and the layout of peaking source in Fujian power grid are researched.Finally the countermeasure of peaking source planning of Fujian power grid for medium and long term is put forward.KEY WORDS: Fujian power grid；peak load regulation；generation planning1前言近年来，随着人民生活水平提高和电力负荷的发展，电网峰谷差正在日益加大。
另一方面，目前福建电网今后将大力发展核电和风电，仅“十二五”期间规划核电装机将达到6000MW，风电总装机预计将达到1000MW以上。
峰谷差加大以及电源结构调整将使系统的调峰问题愈来愈突出，电网的调峰压力日益加大。
研究电网调峰电源规划，解决电网的调峰问题已成为福建电网面临的一个重要课题。
2福建电网电源结构、负荷特性与调峰现况2.1福建电网电源结构2008年福建全省总发电装机容量达26267MW，比增9.5%；其中水电装机10579 MW，火电装机15365 MW，新能源装机（含风电、垃圾及生物质能发电等）323 MW。
水电、火电、新能源装机比例为40：59：1。
至2008年底，福建水电开发总量达到10579MW，其中统调水电装机达到5166MW，占全省水电总装机容量的48.8%；非统调水电即地方小水电总容量5413MW，地方水电大多为径流电站，以自行开发、自发自供为主，不参与省网调峰。
统调水电中，年调节水电装机容量1227MW，仅占全省水电装机的11.6%，季调节和不完全年调节水电装机容量1067MW，占10.1%，不完全季调节水电装机容量1400MW，占13.2%，日调节及径流式电站装机容量达1472MW，占13.9%。
在火电机组中，300MW级及以上机组总容量达到13396MW，占全省火电装机比例为87.2％；100MW级机组790MW，占全省火电装机5.1％；其余为小火电和自备电厂，总容量1179MW，占全省火电装机7.7％。
随着电网负荷的快速发展，电网峰谷差逐年增大，全社会最大峰谷差从2000年的2294MW增大到2007年的5655MW，2000～2007年的年最小负荷率也在55.3％～65.6％间波动，随之带来的电网调峰调频压力逐步加大。
2.2福建电网调峰方面存在的主要问题随着电网负荷的快速发展，电网峰谷差逐年增大，调峰调频压力逐步加大。
总体上看，目前主要通过煤电深度调峰、水电弃水等手段基本上满足了现有电网的调峰需要。
但福建电网调峰运行仍存在一些问题，主要有：(1) 水电总体调峰能力不强福建水电总体调峰能力不强。
以2007年为例，8月、12月福建电网水电调峰总出力分别为2514MW、2020MW，仅占全省水电装机25％和20％左右。
福建水电的主要特点是：①大型水电较少，至2008年底装机容量在200MW以上的大型水电总容量共3050MW，约占全部水电的29.4%，而小水电自发自供，难以统一调度，不参与调峰；②多数水电调节性能较差，丰枯出力相差十分悬殊，以2007年为例，6月水电发电量43.3亿kWh，而11月仅12.9亿kWh，相差3.4倍，枯水期来水量少影响水电调峰能力；③水资源多有综合利用如防洪、通航、灌溉、城市供水等要求，严重制约了水电调峰能力。
因此，福建水电整体调峰能力不强。
（2）调峰结构经济性较差目前通过综合运用火电深度调峰、水电弃水调峰等各种调峰手段，调峰能力初步满足了现有电网的调峰需要。
但火电长期深度调峰，运行经济性较差。
从2007年福建电网几大火电厂不同季节典型日的出力率来看，无论丰水期、平水期或枯水期，福建电网火电出力率都很低，所有300MW级及以上大型火电机组均存在深度调峰，火电最低出力甚至已达到了其额定容量的35～40％左右。
火电调峰能力已接近技术极限，运行条件差、不经济。
（3）丰水期存在弃水调峰丰水期火电调峰不够的情况下，还需要水电弃水调峰。
2005～2007年弃水电量分别为0.4167、1.0346、0.0237亿kWh。
此外，福建电网仍有相当一部分非统调小水电季节性电能难以得到充分利用，估计网外弃水电量远远大于统调水电。
（4）“厂网分开”后，调峰的利益驱动机制尚未形成，一定程度上影响了水火电厂承担调峰的积极性。
3福建电网调峰电源规划与优化3.1福建电网调峰平衡(1)“十二五”调峰平衡及其分析预测2015年全省负荷达到31000～39800MW 左右。
通过对“十二五”福建省电源规划方案及仙游抽水蓄能电站推迟或者燃机供气出现问题等方案的调峰能力平衡计算分析表明：即使仙游抽水蓄能电站电站在2013年之前投运，考虑到气源的不确定性，在燃气装机不参与调峰运行的情况下，港口煤电最低平均出力率仅41.5％，已达到技术极限，全系统出现100MW左右的调峰不足。
如仙游抽水蓄能电站推迟投产或燃机不参与调峰，将导致“十二五”福建电网调峰能力不能满足系统调峰运行需要，加快调峰调频电源的建设已刻不容缓。
仙游抽水蓄能电站和联合循环燃气电厂在核电、风电等电源大规模投产后（2013年左右）全部参与调峰运行，2015年福建电网煤电平均出力率将可保持在55％以上，福建电网调峰能力将基本满足运行需要。
因此确保仙游抽水蓄能电站按期投运，保证联合循环燃气电厂“十二五”期间全部参与调峰运行，对解决“十二五”福建电网调峰问题至为重要。
(2)2020～2030年调峰缺额分析2020～2030年如不新增专用调峰电源，常规煤电典型日最小出力率均低至40～45％，已接近技术极限，如果负荷特性稍有变化，就不能满足电网调峰需要。
不能适应最小负荷率降低的调峰要求。
如果所有港口火电机组调峰能力按照50％和40％考虑，调峰电源仅考虑仙游抽水蓄能1200MW、燃机12×360MW，2020～2030年均存在较大的调峰缺额：①港口火电调峰能力按照50％考虑时，2020年、2025年和2030年枯水年调峰缺额分别为1160MW、2055MW和3109MW；2020年、2025年和2030年平水年调峰缺额分别为1583MW、1879MW和2866MW。
②港口火电调峰能力按照40％考虑时，2020年、2025年和2030年枯水年调峰缺额分别为3344MW、5149MW和8401MW；2020年、2025年和2030年平水年调峰缺额分别为3740MW、5042MW和7516MW。
因此，2020年及以后福建电网必须新增调峰调频电源。
3.2调峰电源类型选择福建电网可以考虑的调峰手段或调峰措施主要有三类：其一是发展调峰电源，其二依靠联网，其三负荷管理。
今后福建电网与区外将发展有交流、直流并存的联网方式，由于交流联网的对象是华东电网，对方调峰问题比福建电网更加困难；直流联网以西部水电送电效益为主，福建电网很难从其它电网获得经济性更好、价格更低廉的调峰容量。
而负荷管理的效果也是有限的，因此从发展的观点来看，发展调峰电源是必然的选择。
福建有调节能力的水电资源已基本开发完调峰电源的发展手段主要有水电扩机或者建不适于扩机，因此可供考虑的是有选择性地燃气机组或者调峰能力好的煤电，三类调峰电源经济比较见图3。
结果表明：(1)抽水蓄能电站是电网中除水电以外适应范围最广的带尖峰负荷和承担电网旋转备用的调峰电源[3]。
当抽水蓄能电站抽水电源为核电时，现有的煤价水平下，抽水蓄能电站调峰运行经济性优势是非常明显的；即使抽水蓄能电站抽水电源为常规煤电，标煤价小于1000元/t、替代率高于0.95时，抽水蓄能电站在1500h以下调峰运行也是最经济的。
随着电网水电比重的下降，建设一定容量的抽水蓄能电站作为专用调峰电源是经济的。
(2)燃气电厂具有造价低、建设周期短、厂用电率较小、运行费较低的优势，如果不考虑接收站、管道等配套项目建设费用，年利用小时较低时，经济上有优势。
但若计及配套设施费用，并且考虑到在利用小时较低时燃气电站燃耗将上升，即使利用小时较低，燃气机组经济上也不具有优势。
(3)常规煤电承担尖峰负荷调峰的经济性不如抽水蓄能电站，但在几种调峰电源中经济性也仅次于抽水蓄能电站。
其适宜承担1600h以上的腰荷及基荷负荷。
综上所述，今后福建电网调峰电源除了水电、现有燃机以外，将主要发展抽水蓄能电站做为电网专用调峰电源，同时发展调峰能力较好的常规煤电来承担利用小时数较高的腰荷发电任务。
3.3调峰电源建设规模经济优化通过福建电网全系统电源扩展方案运行模拟分析[1]，并结合福建省动力资源供应条件，提出了各水平年的调峰电源经济最优开发规模优化结果：（1）2015年：常规水电+1200MW抽水蓄能电站装机+10×360MW联合循环燃气机组+大容量、高参数常规煤电；（2）2020年：常规水电+2400MW抽水蓄能电站装机+12×360MW联合循环燃气机组+大容量、高参数常规煤电；因此建议“十三五”期间根据负荷发展情况，考虑适时建设福建第二座抽水蓄能电站。