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据统计，2020年2月15日达到当年最高新能源弃电量，当日最小负荷为909.1万千瓦，其中火电出力369.7万千瓦、水电出力420万千瓦、风电加光伏发电出力12.3万千瓦，估算最大弃电电力215万千瓦，2020年最大调峰缺额为215万千瓦。
2016—2020年湖南省电网新能源累计装机规模如图2-22所示。近五年新能源累计新增装机规模为863.91万千瓦，年均增长41.6%，其中风电累计新增装机规模为452.40万千瓦，年均增长32.6%；光伏发电累计新增装机规模为361.13万千瓦，年均增长90.7%。
图2-22 2016—2020年湖南省电网新能源累计装机规模
2020年，湖南省电网新能源累计发电量为168.02亿千瓦时，同比增加34.23亿千瓦时，增长25.58%，其中风电量为98.93亿千瓦时，同比增加23.95亿千瓦时，增长31.94%；光伏发电量为29.97亿千瓦时，同比增加4.11亿千瓦时，增长15.87%。2020年湖南省电网新能源发电与利用小时情况如表2-8所示。
表2-8 2020年湖南省电网新能源发电与利用小时情况
2020年，湖南省电网风电平均利用小时数为2028.04小时，同比增加70.45个小时；光伏发电平均利用小时数为819.64小时，同比减少1.33小时。湖南省电网弃风电量为2.92亿千瓦时，弃水电量为4.69亿千瓦时，弃光伏发电量为0.025亿千瓦时，当年新能源利用率为98.3%。2016—2020年湖南省电网新能源利用率均达到了98%以上，如表2-9所示。
表2-9 2016—2020年湖南省电网新能源利用率统计表
湖南省仅有一座抽水蓄能电站（黑麋峰抽水蓄能电站），总装机规模为120万千瓦，设计年发电量为16.06亿千瓦时，年抽水耗用低谷电量为21.41亿千瓦时。该电站于2005年5月开工建设，2009年8月首台机组投产发电，2010年10月全部机组投产发电。从黑麋峰抽水蓄能电站近年的发电情况来看，2015年及以前的利用率较低，2016年开始大幅提升，当年发电量达到16.0亿千瓦时，利用小时数为投运以来的最高值，达到了2940小时，2018—2020年的年发电量在14.0亿千瓦时左右，年利用小时数约为2500～2600小时，年抽水耗用低谷电量为21.41亿千瓦时，主要担负湖南省及华中电网的调峰、填谷、调频、调相及事故备用等任务。
2019年黑麋峰抽水蓄能电站的发电量为14.3亿千瓦时，累计抽水电量为17.3亿千瓦时，累计利用小时数为2628小时，其中发电利用小时数为1189小时，抽水利用小时数为1437小时。全年累计开机2462次，其中发电1435次，抽水1027次。2010—2020年黑麋峰抽水蓄能电站运行情况如图2-23所示。
图2-23 2010—2020年黑麋峰抽水蓄能电站运行情况
黑麋峰抽水蓄能电站在负荷低谷时段蓄水，在负荷高峰时段发电。2016—2019年黑麋峰抽水蓄能电站抽水集中在1—7时，占总抽水电量的97.8%；发电集中在午高峰和晚高峰，10—12时发电量占比为27.9%，17—22时发电量占比为64.8%。2016—2019年黑麋峰抽水蓄能电站各时段抽水、发电情况如图2-24所示。
图2-24 2016—2019年黑麋峰抽水蓄能电站各时段抽水、发电情况
2022年11月18日，湖南能源监管办公室发布公开征求《湖南省电力辅助服务市场交易规则（2022版）》（征求意见稿）意见的通知。征求意见稿明确服务包括火电、抽水蓄能、独立储能及负荷侧市场主体等卖方。负荷侧市场主体包括传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）。
征求意见稿要求独立储能并网容量应不小于5MW/10MWh；负荷侧市场主体中直接参与用户可调节容量不小于1MW，连续响应时间不低于1小时；聚合商可调节容量不小于10MW，连续响应时间不低于1小时。
储能参与深度调峰交易分为按序调用及优先调用两种模式，储能电站可自行选择参与模式，参与模式的变更应经调控中心批准。
储能电站按充电电量报价，如被按序调用，则储能电站根据日前市场出清结果确定充电计划，按照日内调峰需求实时调整充电功率，按照中标价格为其报价。如被优先调用，则储能电站按日前计划充电，其申报价格参与整个市场排序。若其申报价格低于市场实际调用最高价，则中标价格为其申报价格；若其申报价格高于市场实际调用最高价，则中标价格为同时段市场最低价。
储能电站优先用于保障电网安全稳定运行、电力供应和新能源消纳，在确定有必要时，调度中心可按需对储能电站市场出清结果或充放电计划进行调整，并提前告知相关储能主体，同时做好记录，说明强制调用原因备查。
储能电站深度调峰服务费= K ∑（交易时段储能电站深度调峰电量×中标价格）
其中，储能电站深度调峰电量为储能电站按调度指令充电的充电电量。储能电站申报价格最高限额为0.5元/千瓦时，其中 K 取值为0.8。
此外，储能电站还可以参与紧急短时调峰辅助服务市场交易，即系统备用容量占比小于3%、可能采取有序用电措施时，调用储能电站放电服务，或及时停用可中断负荷，实现短时负荷平衡。要求参与的储能电站装机规模为10MW及以上，且优先调用储能电站。当储能调峰资源用尽后，再调用可中断负荷用户。
储能电站紧急短时调峰服务费= K 9 ×∑（交易时段储能电站紧急短时调峰电量×中标价格）
其中，储能电站紧急短时调峰电量为交易时段内储能电站按调度指令调增功率至中标功率及以上时增加的供电量； K 9 取值为1，储能电站申报价格最高为0.6元/千瓦时。
风电和水电的联合运行是解决风电接入的良好方法，并且国内外已经有不少学者对其进行了研究和探索 [74] 。大多数学者认为，风电和水电联合运行可以提高两者的价值，保障电力稳定供应，并提出了具体方案 [75-76] 。文献[77]提出了风电场与抽水蓄能电站联合运行的日内优化运行策略，利用抽水蓄能电站的储能能力，可以平抑风电场的日内峰谷波动性，从而使风电场运行效益最大化。文献[78]则提出通过风电与普通水电的联合运行，来完全平滑风电的出力。研究风电与水电联合运行的目标是最大限度地利用风能，最大限度地减少由于风电接入对电力系统带来的不良影响，维持能量平衡和电力系统的稳定 [77，79-80] 。在湖南省电网的负荷构成中，居民生活和商业用电占有相当大的比重，电网峰谷差特别大，调峰矛盾很突出，特别是在丰水期水电大发期间和春节前后。文献[81]运用风电与水电联合调峰的思路，从电量平衡角度研究了湖南省电网风电的消纳能力。文献[82]利用风电功率预测和电网负荷预测等数据，考虑调峰、输电断面约束等条件，通过优化日前火电开机方式和发电计划，增强了电网消纳风电的能力。文献[83]分析了风电并网后京津唐电网调峰特性和调峰能力。
将风电注入电网的功率假想成负的用电负荷，用常规发电机组的有功功率对其进行实时平衡，这样势必会增加常规发电机组的调整难度。其一体现在常规火电机组的负荷增、减速率必须实时满足平衡系统用电负荷和风电随机变动两者之和的需求，同时常规火电发电机组出力调整会更加频繁，必须考虑对发电设备寿命的影响。其二是风电机组有功功率受风速影响，风电功率波动经常与用电负荷变化趋势相反，一般夜间自然风速较高，风电功率较大，此时恰为用电低谷，风电反调峰率可高达90% [84] 。按照全网发用电基本平衡，火电机组45%～50%调峰能力，全网峰谷差按照最大及平均分别考虑，风电按照高峰、低谷时段平均发电出力（低谷时段电量占45%左右，高峰时段电量占16%左右）方式考虑，高峰期间火电旋转备用容量按600万千瓦考虑。大规模风电接入电网将增加电网调峰难度。风电反调峰特性加大了电网的等效峰谷差，恶化了电网负荷特性，扩大了电网调峰的范围。
1）丰水期风电对湖南省电网调峰的影响
多年的运行经验表明，在丰水期，湖南省电网的调峰难点主要是在负荷低谷时，即使保持火电机组较小的开机方式，电网出力仍然过剩。
湖南省电网的水电装机规模为10332.93MW，占统调装机规模的33.19%。且小水电机组占有相当大的比例，水库库容小，属于径流式水电站。湖南省的丰水期主要是4—6月份和10月份。在丰水期，湖南省遭遇大降雨时，除东江、三板溪和江垭等数个具备年调节能力库容的水电厂外，其余水电厂基本满负荷运行，否则将会出现弃水风险。通过合理优化流域梯级水库运行，在负荷低谷时，湖南省电网的水电机组的总发电约为7000MW。
为了保障湖南省电网的安全稳定运行，提高电网抵御故障的能力，即使在丰水期，火电机组也必须保持一定的开机容量，其中长沙、株洲和湘潭地区至少开3台火电机组，衡阳、郴州和永州地区开1台火电机组，岳阳地区至少开1台火电机组，娄邵地区至少开1台火电机组。湖南省在汛期一般最少保持2700MW的火电开机容量。对于这种火电机组极端开机方式的情况，火电机组的启停调峰手段显然已经不再适用，同时为了避免火电机组跳机或者灭火对电网安全运行构成威胁，也尽量不采用深度调峰，按50%基本调峰标准进行计算，在负荷低谷时，火电机组出力约为1350MW。
在丰水期负荷低谷时，鄂湘联络线送湖南约1100MW，安排黑麋峰抽水蓄能电站的4台机组抽水，总用电负荷约为1200MW，而2016年丰水期电网最低负荷为8000MW左右。可计算出，在未考虑风电电力的情况下，全网仍盈余出力约250MW。
若考虑风电并网的影响因素，截至2015年年底，湖南省电网的风电装机规模为1531.95MW，陆上风电机组一般不会同时达到满发状态，最大的风电出力约为风电机组总装机规模的75%。目前湖南省电网的风电最大电力预计可达到1150MW，若此最大电力出现在丰水期夜间低负荷时段，则很有可能带来弃水或者弃风调峰的风险。同时必须对湖南省的降雨、风能进行预测，合理控制各流域主干水库的水位，科学安排火电机组开机方式，尽量多消纳新能源。
当前由于地区经济增长放缓，湖南省电网的负荷水平增加缓慢，特别是负荷低谷时的用电负荷增长放缓，在不增建有效的调峰电源（如抽水蓄能电站）的情况下，继续大规模增加系统风电机组的装机规模，必然会导致丰水期负荷低谷时出现弃水或者弃风调峰的现象。
2）春节前后风电对湖南省电网调峰的影响
春节期间湖南省电网的调峰难点主要在于电网峰谷差过大，火电机组的开机方式既要考虑在负荷高峰时有足够的正旋转备用，又要考虑在负荷低谷时有一定的负旋转备用。风电机组注入电网的有功功率具有随机性，且在当前的技术水平下难以准确预测。风电并网对电网的有功备用提出了新的要求。
考虑风电并网后，将风电有功功率当成负的负荷模型，在实际的电网负荷中剔除风电有功功率，即其他常规发电机组需要实时平衡的净电网负荷。图2-25所示为春节前后某日湖南省电网总负荷和风电机组有功功率的情况，由图可见，若风电的日出力曲线为反调峰特性，则其他常规发电机组需要平衡的净负荷峰谷差明显加大。
在2016年春节期间，为保证在负荷高峰时电网有足够的有功功率备用，火电开机容量为3960MW，火电在低谷出力按50%调峰比例计算，约为1980MW，鄂湘联络线负荷高峰送湖南约为1690MW，低谷参与调峰，送湖南约为1000MW；水电低谷出力最大达到2400MW，基本为无调节能力的径流式水电和为保证水库下游生态流量的必须水电出力；其他可再生能源电厂（如凯迪、桑梓等电厂）高峰出力500MW，低谷参与调峰，出力约为400MW。低谷时风电最大出力约为1000MW。
图2-25 春节前后某日湖南省电网总负荷和风电机组有功功率的情况
2016年春节期间，湖南省电网的实际最高负荷约为14100MW，最低负荷约为5200MW，最大日峰谷差高达7790MW左右，负荷低谷时安排黑麋峰抽水蓄能电站的4台机组抽水，总用电负荷约为1200MW。在负荷低谷时，电网的出力过剩约为380MW，通过启用火电机组深度调峰保证了春节期间电网调峰和全额消纳新能源的需求。
虽然春节期间电网的峰谷差比较大，但实际调峰难度比丰水期时要小一些。首先是春节处在枯水期，水电在负荷低谷的必须上网电力比丰水期要小得多；其次是火电机组的开机方式比灵活，能够使用火电机组深度调峰和启停调峰。
湖南省多年来面临着可再生能源集中发电时的电网调峰困难 [85] 。根据数据统计，2020年湖南省可再生能源发电量同比均大幅增加，其中风电增幅超过30%，光伏发电增幅接近20%；新能源（包括风电、光伏发电）最大日发电量同比增长达47%。在负荷侧，居民生活和商业用电保持较快的增长速度，工业用电比重仍然相对较低，电网平均峰谷差超过880万千瓦，同比上升9.91%，最大峰谷差率达59.87%。由于新能源发电量大幅增长，且风电具有明显的反调节特性，加之电网峰谷差持续增大，为保高峰电力供应，火电机组无法停机，各类因素综合导致电网低谷调峰十分困难。从结果上看，2020年湖南省电网火电机组年内深度调峰超过7200台次，最大调峰深度超过220万千瓦，但仍无法避免出现弃水、弃风、弃光的情况。据测算，今后湖南省电网峰谷差将继续增大。同时，为推动我国能源清洁低碳转型和实现“碳达峰、碳中和”的目标，新能源装机规模未来将继续保持快速增长，且保障新能源消纳的政策要求只会更加严格。可以预见，在未来以新能源为主体的新型电力系统中，新能源消纳矛盾将持续深化，电网调峰将更加困难，这对电网调峰能力提出了更高的要求。
过去湖南省电网火电机组深度调峰主要通过“两个细则”（即《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》）进行补偿 [86] ，由于缺乏市场激励，导致火电机组参与意愿低，电网深度调峰能力不足预期。解决该问题的关键环节是建立相应的电力辅助服务市场。2015年，标志着新一轮电力改革揭幕的“9号文”中提到要以市场化原则建立辅助服务分担共享新机制。截至2020年年底，福建、甘肃、山东、山西、南方（以广东起步）、宁夏、江苏、新疆、重庆、河北、上海、安徽、陕西、青海等共计5个区域电网和27个省级电网先后出台了电力辅助服务市场规则，并已启动试运行或进入正式运行。湖南省电力辅助服务市场也于2020年11月开始试运行。
目前几乎所有省份的电力辅助服务市场还处于积累运行经验和逐步修改完善的阶段，加强经验交流，避免重复试错，对于既快又稳地推进电力辅助服务市场建设与完善有着重大意义。当前，该领域的学术文献主要集中于电力辅助服务市场的机制设计与优化出清等纯理论研究方面 [87-91] ，或介绍市场经验 [92-94] ，而针对调峰辅助服务市场，落地于国内具体电网、结合某电网具体特征进行探究并基于某电网市场实际运行情况进行分析的文献只覆盖了少数省份。文献[95]介绍了调峰辅助服务市场的规则设计，并分析了相关技术支持系统的工程应用情况。文献[96]构建了电网调峰辅助服务市场，并测算了年度交易规模和经济效益。文献[97]结合电网特点和政策背景，建立了现货与深度调峰联合优化机制，分析了连续7天结算试运行实际应用结果，证明了该机制对解决电网调峰能力不足与新能源消纳受限矛盾的有效性。