仅仅两年，“鸭子曲线”渐成新常态。据相关媒体不完全统计，2024年以来，全国多个省份调整分时电价政策。从最新的分时电价看，江苏、湖南、山东、山西、宁夏、安徽等多地每天15:00至21:00，特别是18:00至20:00，为负荷高峰时段，而传统的午间高峰已变为低谷。
近年来，随着光伏应用规模的迅速扩大，电力供应特点发生了较大的变化。在光伏装机大省，白天的电力供应主要依靠太阳能发电，但日落之后，电力保供的压力正在成倍增加。这不仅影响着本地电力供应，也在一定程度上影响着跨省跨区送受电。由于光伏特有的“同时率”，如果送受双方光伏电量均具规模，那么送受双方在午间的供给和需求就容易出现错配，在受端省份最需要电力输入的晚间，送端却爱莫能助。
谁来满足晚间需求，是“十五五”电力规划必须面对的课题之一。
2024年夏季，无论是美国得克萨斯州、加利福尼亚州，还是我国江苏等地，新型储能都派上了用场。江苏在缺乏支撑性电源投产、华东区域电力供应总体偏紧、互济能力不足的情况下，紧急上马了40个电网侧储能项目，这批项目全部响应电网调用，发挥了应急顶峰作用。
尽管新型储能原料和制造成本已大幅下降，但大规模应用仍将给所在地区带来较大的电价疏导压力。据中关村储能产业技术联盟早前披露的信息，多地虽动态调整分时电价，但峰谷价差同比呈下降趋势，2024年前8个月，32个地区最大峰谷价差的总体平均值为0.68元/千瓦时，同比下降6.7%；现货市场均价也普遍下降，辅助服务市场中储能的收益不确定性增加。新型储能的生存仍有赖于容量租赁收入。
为破解晚高峰难题，储能堪当多大作用，哪种新能源发展应该提速，哪种应该减速以及各种电源如何配比等问题逐渐受到关注。
中国工程院院士刘吉臻在近日举办的新型电力系统发展（崇礼）论坛上提到，煤电与新能源互补是促进新能源消纳、保障系统安全的重要支撑。根据国家电网调度中心披露的数据，每天为了应对晚高峰，煤电提供了近3亿容量的调节性能。未来较长一段时间里，其仍将作为重要支撑。
国家电网副总工程师兼国网能源研究院执行董事（院长）、党委书记欧阳昌裕此前在文章中提到，当前光伏发电在全国大部分地区参与平衡能力为0，新增风光装机比重约为1:4，按此趋势发展，午间消纳问题难以解决。
风电，特别是海上风电，作为另一种新能源，相对光伏在日内具备更高的稳定性。多位业内人士认为，为了兼顾“双碳”目标和电力供应保障，我国未来发展新能源应注重提高风电比例。不过，风电同样需要“帮手”，风电加上水电，再配以一定量的火电等，才更有利于实现电力电量平衡。
欧阳昌裕在上述文章中指出，随着新能源的广泛应用，有必要加强对能源电力规划与产业规划协调性研究，重点加强以地区间产业转移协同推进新能源生产布局优化。“十五五”是新能源相关产业规划布局的关键窗口期，需要把握时间窗口，做好新能源产业发展的顶层设计和相关配套协同。
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