高比例新能源地區(qū)電力系統(tǒng)靈活性資源現(xiàn)狀、難點與對策研究
來源：中能傳媒研究院 時間：2025-09-03 16:22
沈華玉
（華北電力大學經濟與管理學院、新能源電力與低碳發(fā)展研究北京市重點實驗室）
在“雙碳”目標引領下，我國出臺了一系列頂層政策文件，明確將發(fā)展新能源作為能源轉型的核心方向，如《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》。國家能源局等同步發(fā)布了多項配套政策，推動風電、光伏發(fā)電規(guī)模持續(xù)快速增長，如《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》《電力輔助服務市場基本規(guī)則》。“三北”地區(qū)作為我國風光資源最集中、最富裕的區(qū)域，風電、光伏裝機占全國總量的60%以上，部分省份或地區(qū)新能源發(fā)電占比超過50%。然而，風光出力的間歇性、波動性特征對電力系統(tǒng)的靈活性調節(jié)能力提出了嚴峻挑戰(zhàn)。由于傳統(tǒng)煤電調峰能力接近極限，儲能、需求響應等新型靈活性資源規(guī)模不足，導致“棄風棄光”現(xiàn)象頻發(fā)，新能源消納矛盾突出。在此背景下，系統(tǒng)化分析高比例新能源地區(qū)電力系統(tǒng)靈活性資源的現(xiàn)狀、堵點及對策，對保障地區(qū)電網安全穩(wěn)定運行、推動新能源高質量發(fā)展具有重要的現(xiàn)實意義。
一、高比例新能源地區(qū)電力系統(tǒng)靈活性資源現(xiàn)狀分析
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高比例新能源接入催生靈活性需求
“三北”地區(qū)作為我國新能源發(fā)展的核心區(qū)域，積極響應國家新能源發(fā)展政策。內蒙古發(fā)布《新能源配套儲能管理辦法》，要求新建風光項目按10%~15%比例配套儲能；甘肅啟動“風光儲氫一體化”示范基地建設，探索“新能源發(fā)電+儲能調峰+綠氫制備”多能互補模式。截至2024年底，“三北”地區(qū)已建成30個以上靈活性資源示范項目，風電裝機達4.2億千瓦、光伏裝機3.8億千瓦，新能源發(fā)電量占比超過45%。根據中國電力企業(yè)聯(lián)合會數(shù)據，部分風光基地如甘肅酒泉、內蒙古烏蘭察布新能源發(fā)電占比已超60%。
新能源的高比例接入顯著改變了現(xiàn)有電力系統(tǒng)的“源—網—荷”平衡模式。風光出力與用電負荷的時空錯配加劇，冬季風電大發(fā)時段恰為用電低谷，電網峰谷差持續(xù)擴大，吉林、黑龍江等省份峰谷差率超過50%。傳統(tǒng)以煤電為主的“源隨荷動”調節(jié)模式已難以適應，系統(tǒng)需在短時間內完成從“大發(fā)”到“低發(fā)”的快速切換，對靈活性資源的需求從“小時級”向“分鐘級”甚至“秒級”延伸。國際可再生能源署（IRENA）2023年報告指出，高比例新能源接入將使系統(tǒng)靈活性需求提升30%~50%。
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高比例新能源地區(qū)電力系統(tǒng)靈活性資源的現(xiàn)狀與特征
電力系統(tǒng)靈活性資源是指通過調節(jié)發(fā)電、用電或儲能，響應電力供需變化的各類主體，主要包括“源—網—荷—儲”四大環(huán)節(jié)的調節(jié)資源。從四大環(huán)節(jié)分析“三北”地區(qū)靈活性資源的現(xiàn)狀與特征如下：
1.電源側
煤電深度調峰作為當前最主要的靈活性資源，“三北”地區(qū)煤電機組2024年靈活性改造率超85%，最小技術出力降至20%左右。但受限于煤電機組安全運行邊界，進一步壓減出力空間有限，部分機組最小出力已接近15%，且深度調峰導致煤耗上升約10~15克/千瓦時，度電成本增加0.05~0.08元，經濟性下降。
氣電、生物質發(fā)電等可調節(jié)電源受資源稟賦限制，支撐作用有限?！叭薄钡貐^(qū)天然氣資源稀缺，氣電裝機占比不足2%；生物質發(fā)電因燃料收集成本高，秸稈收購價約300元/噸，導致度電成本達0.7~0.8元，裝機規(guī)模僅占電源總裝機的1.2%。
2.電網側
盡管跨區(qū)互濟能力增強，但局部仍然受制于輸送瓶頸?！叭薄钡貐^(qū)已建成“四橫五縱”特高壓輸電通道，2024年跨區(qū)輸電能力達到2.8億千瓦，比2020年提升了40%。通過跨省跨區(qū)電力互濟，有效緩解了區(qū)域內新能源消納壓力，如蒙西—京津冀、新疆—華東通道等。但吉林白城、寧夏寧東等部分風光基地仍然存在“局部送出通道飽和”問題，2024年冬季，吉林白城基地因外送通道利用率超90%，被迫限制部分風電出力，棄風率達8%，比全國平均棄風率2.1%高出不少。
3.負荷側
需求響應規(guī)模小，市場化機制待突破。需求響應是通過引導用戶調整用電行為參與系統(tǒng)調節(jié)的重要手段，如錯峰用電、減少高負荷時段用電。目前，“三北”地區(qū)需求響應主要以工業(yè)用戶為主，2024年最大響應能力約1500萬千瓦，占最大用電負荷的3%，且多為“行政指令型”響應，如迎峰度夏期間強制企業(yè)限產，而用戶自主報價等市場化響應占比不足20%。以內蒙古為例，某工業(yè)園區(qū)參與需求響應的企業(yè)僅能獲得0.1元/千瓦時的補償，遠低于企業(yè)限產損失的約0.3元/千瓦時，導致用戶參與積極性不高。
4.儲能側
新型儲能快速發(fā)展，但規(guī)模化應用仍處于初期。近年來，“三北”地區(qū)新型儲能裝機規(guī)?？焖僭鲩L，2024年底達到1200萬千瓦，約占全國35%，較2020年增長5倍。青海塔拉灘“光伏+儲能”電站，通過“光伏+儲能”聯(lián)合發(fā)電模式，將光伏出力波動幅度降低了40%，提升了外送電力的穩(wěn)定性?？紤]到鋰電池儲能系統(tǒng)成本約1500元/千瓦時，而收益機制主要依賴“峰谷價差”和“輔助服務”，年收益率僅5%~6%，導致儲能項目投資回收周期長達8~10年，社會資本參與意愿有限。
二、高比例新能源地區(qū)靈活性資源發(fā)展的難點分析
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靈活性資源供給不足
靈活性資源規(guī)模與新能源發(fā)展速度不匹配導致靈活性資源供給不足?！叭薄钡貐^(qū)新能源裝機年均增長速度超過20%，但儲能、需求響應等靈活性資源的增長速度只有10%~15%，導致“增量不增調”矛盾突出。以某百萬千瓦級風光基地為例，其配套儲能規(guī)模僅為10萬千瓦，占比不到10%。在冬天，如果連續(xù)3天低風速、低光照，儲能只能支撐2小時調峰需求，剩余時段仍需依賴煤電壓減出力，否則只能棄風棄光。此外，靈活性資源分布不均衡，新疆哈密、內蒙古阿拉善等風光資源富集的偏遠地區(qū)，由于電網薄弱、負荷密度低，儲能項目等靈活性資源建設成本較中心區(qū)域高20%~30%，進一步加劇了局部區(qū)域的供需失衡。
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靈活性資源技術瓶頸突出
靈活性資源在長時儲能、多能互補協(xié)同等關鍵技術的成熟度與經濟性方面有待提升，制約了靈活性資源健康發(fā)展。長時儲能技術方面，鋰電池儲能由于能量密度限制，循環(huán)使用壽命約6000次，成本極高，占系統(tǒng)總成本60%，難以滿足“日調節(jié)”以上需求，如應對連續(xù)陰雨天、無風期的周級調節(jié)。液流電池、壓縮空氣儲能等長時儲能技術雖然理論壽命能達到20年以上，但存在能量效率低、占地面積大等問題，規(guī)?；瘧么嬖诩夹g瓶頸。多能互補協(xié)同控制技術方面，“源—網—荷—儲”協(xié)同控制需整合發(fā)電、電網、負荷、儲能等多源數(shù)據，目前，多數(shù)項目仍采用“分散控制”模式，如儲能獨立于電源側調節(jié)，未實現(xiàn)“全局優(yōu)化”。某風光儲聯(lián)合電站實測數(shù)據顯示，協(xié)同控制技術缺失導致儲能利用率僅60%，系統(tǒng)整體調節(jié)效率下降15%。
（三）
靈活性資源市場機制不完善
靈活性資源市場機制不完善導致靈活性資源價值未充分挖掘。當前電力市場中，靈活性資源的價值主要通過“輔助服務補償”和“峰谷價差套利”兩條路徑實現(xiàn)，但市場機制設計存在以下三大問題。第一，補償標準偏低。以“三北”地區(qū)調峰輔助服務為例，深度調峰補償標準約0.2元/千瓦時，只能覆蓋煤電調峰新增煤耗成本的70%，儲能參與調峰的補償標準更低，約為0.1~0.15元/千瓦時，難以覆蓋投資成本。第二，交易品種單一。目前輔助服務市場以“調峰”為主，“調頻”“備用”等品種交易量不足20%，且缺乏對靈活性資源的長期調節(jié)能力進行補償?shù)摹叭萘垦a償”機制，導致企業(yè)缺乏建設“冗余調節(jié)能力”的動力。第三，跨區(qū)交易壁壘。受限于省間電力市場分割，靈活性資源難以在更大范圍內優(yōu)化配置。如蒙西電網富裕的儲能容量無法直接支援河北電網的調峰需求，導致資源浪費與局部緊張并存。
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靈活性資源政策協(xié)同不足
靈活性資源政策協(xié)同不足導致跨部門、跨領域管理存在沖突，靈活性資源發(fā)展涉及能源、電力、國土、環(huán)保等多部門，政策協(xié)同存在如下突出問題。第一，規(guī)劃銜接不暢。新能源規(guī)劃與電網規(guī)劃、儲能規(guī)劃“各自為戰(zhàn)”。如，某風光基地規(guī)劃時未同步預留儲能用地，后期因基本農田土地性質限制，儲能項目被迫調整選址，建設周期延長1年，額外增加成本20%。第二，標準體系缺失。儲能消防、并網、安全等標準分散在能源、消防、電力等部門，部分標準存在沖突，如儲能電站防火間距要求與電網接入距離要求矛盾，導致項目審批周期長、因滿足多標準要求導致建設成本增加。第三，激勵政策碎片化。各地對儲能的補貼政策差異大，如內蒙古按儲能容量補貼300元/千瓦，陜西按放電量補貼0.2元/千瓦時，且補貼退坡機制不明確，部分省份2025年補貼將下降50%，導致企業(yè)投資預期不穩(wěn)定。
三、高比例新能源地區(qū)靈活性資源發(fā)展的對策建議
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強化頂層設計：構建“規(guī)劃—標準—落地”全鏈條協(xié)同機制
構建“規(guī)劃—標準—落地”全鏈條協(xié)同機制。第一，統(tǒng)籌規(guī)劃布局。將靈活性資源納入省級或自治區(qū)電力規(guī)劃“一張圖”，明確新能源開發(fā)規(guī)模與靈活性資源（儲能、需求響應等）的配套比例，如“三北”地區(qū)新建風光項目配套儲能比例不低于15%，且儲能時長不低于4小時。在國土空間規(guī)劃中劃定“靈活性資源建設專區(qū)”，優(yōu)先保障儲能電站、需求響應聚合商等用地需求。第二，完善標準體系。建議出臺電力系統(tǒng)靈活性資源技術標準通則，統(tǒng)一儲能并網、消防、安全等技術要求；制定“源—網—荷—儲”協(xié)同控制技術標準，推動多主體數(shù)據互通與聯(lián)合優(yōu)化。第三，建立跨區(qū)協(xié)同平臺。依托“三北”區(qū)域電力交易中心，建立靈活性資源跨區(qū)交易平臺，允許儲能、需求響應等資源在省間交易，按調節(jié)貢獻度獲取收益。例如，蒙西電網的儲能可參與華北電網的調峰交易，收益按“調節(jié)量*區(qū)域統(tǒng)一價格”結算。
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突破技術瓶頸：推動“技術攻關+產業(yè)化”雙輪驅動
推動“技術攻關+產業(yè)化”雙輪驅動。第一，加大長時儲能技術攻關。建議設立國家長時儲能技術專項（“十五五”期間預算200億元），重點支持液流電池、壓縮空氣儲能、重力儲能等技術研發(fā)，目標為2030年長時儲能系統(tǒng)成本從目前的1200元/千瓦時降至800元/千瓦時以下，效率提升至80%以上。第二，推廣多能互補協(xié)同控制技術。在“三北”地區(qū)選取5~10個風光基地開展“源—網—荷—儲”一體化控制示范，依托數(shù)字孿生、AI調度等技術，實現(xiàn)發(fā)電、儲能、負荷的實時協(xié)同優(yōu)化。例如，甘肅某基地通過引入AI調度系統(tǒng)，儲能利用率提升至85%，系統(tǒng)調峰能力增強20%。第三，培育靈活性技術產業(yè)鏈。支持龍頭企業(yè)聯(lián)合高校、科研機構建設靈活性技術創(chuàng)新聯(lián)合體，重點突破儲能電池材料、智能調度軟件等“卡脖子”環(huán)節(jié)，推動關鍵設備國產化率提升至90%以上。
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完善市場機制：充分釋放靈活性資源價值
通過市場機制優(yōu)化充分釋放靈活性資源價值。第一，健全輔助服務市場。擴大輔助服務交易品種，增加“容量補償”“轉動慣量服務”等新型交易，爭取2026年前實現(xiàn)調峰、調頻、備用等輔助服務市場全覆蓋。提高調峰補償標準，并建立補償標準與新能源占比掛鉤的動態(tài)調整機制，如新能源占比每提高5%，補償標準上調10%。第二，探索“靈活性資源+綠證”復合收益模式。允許儲能、需求響應等靈活性資源參與綠證交易，每調節(jié)1兆瓦時新能源電力可額外獲得0.5個綠證，提升項目收益。第三，發(fā)展靈活性資源聚合商。支持第三方機構整合分散的儲能、可調節(jié)負荷（如工業(yè)企業(yè)、電動汽車），形成虛擬電廠參與市場交易。如內蒙古某聚合商通過整合500個用戶的可調節(jié)負荷（總容量50萬千瓦），2024年參與調峰交易收益超5000萬元，用戶平均收益提升20%。
四、結論
高比例新能源地區(qū)電力系統(tǒng)靈活性資源的發(fā)展，是保障電網安全、推動新能源消納的關鍵支撐。當前“三北”地區(qū)靈活性資源發(fā)展已取得階段性進展，但仍面臨資源供給不足、技術瓶頸突出、市場機制不完善、政策協(xié)同不足等核心堵點。未來需通過強化頂層設計、突破技術瓶頸、完善市場機制、優(yōu)化政策支持等綜合舉措，構建“源—網—荷—儲”協(xié)同互動的靈活性資源體系。這不僅是技術裝備的升級過程，更是治理模式、市場機制的系統(tǒng)性創(chuàng)新，將為我國“雙碳”目標實現(xiàn)和全球新能源轉型貢獻“中國方案”。
參考文獻：
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責任編輯：江蓬新
