中国储能网讯：随着新能源占比逐步提高，电力系统面临“保供应”和“促消纳”双重挑战，灵活、高频、长时间尺度的系统调节需求倍增，传统电力系统的调节能力已无法满足当前的系统调节需求，亟须多管齐下，同步开展传统调节资源功能再造、以新型储能为代表的新技术研发以及跨系统调节资源挖潜，通过规划统筹、市场驱动与技术创新，系统构建多元集成、协同运行的新型调节资源体系。

作为未来重要调节资源的新型储能，短期内，要根据系统需求，瞄准典型应用场景发挥作用。同时，由于新型储能保障新能源消纳和电力供需平衡的效果会随着新能源渗透率和电力缺口提高而下降，须与多种调节资源协同发力。长期看，新型储能则须依靠技术创新，根据技术特性和应用场景发展多元化技术路线。

政策制定者要充分论证包括新型储能在内的各类调节资源的需求规模，因地制宜制定合理的配置方案，并根据不同的调节需求完善市场机制设计，实现公平、有效地配置资源，更好地支撑系统安全运行和能源低碳转型。

传统调节体系已不适配

国家能源局的数据显示，截至2025年3月底，全国发电装机容量达到34.3亿千瓦，其中，风电、光伏发电装机容量达到14.9亿千瓦，同比增长超三成，风光发电装机容量占发电装机总量的43.4%。

在加快构建新能源占比逐步提高的电力系统的过程中，电力系统“保供应”和“促消纳”的挑战并存。现阶段，新能源发电的顶峰能力不足，为确保电力稳定可靠供应，需要保证较大的火电开机容量，但一定程度上会挤占新能源发电高峰时段的出力空间。“十五五”期间，新能源装机规模超过本地最大负荷的情况将更加普遍，午间光伏大发时段新能源消纳压力较大将成为常态。此外，气象变化对电力系统的影响程度加大，极端高温、寒冷等天气导致短时用电负荷激增，风电、光伏则出力受阻，电力供需平衡的难度进一步加大。

当前，传统电力系统的调节能力已无法满足新型电力系统的需要，包括快速爬坡、日内调峰、电力供应紧缺时段顶峰保供、长周期调节等。随着新能源特别是光伏规模持续扩大，日出、日落时发电出力大幅变化，近中期电力系统对日内调峰和快速爬坡的需求将较为迫切。中远期，电力系统的顶峰保供需求将快速攀升。随着新能源逐步成为主体电源，长时间尺度的电力电量平衡将难以准确预测，远期对跨周/月/季的调节需求将大幅增长。

在电力系统调节资源日渐紧缺、系统投资成本提高、长周期调节手段缺乏的情况下，亟须建设新型调节资源体系。面对“十五五”期间电力发展复杂挑战，需以调节资源的功能定位为枢纽，推动不同地区新型电力系统转型路径、技术发展方向一体化布局。

长期以来，煤电是电力系统的主要电量供应和系统调节电源。随着新能源占比逐步提高，煤电将逐步向基础保障性和系统调节性电源并重转型。生产模拟系统显示，为保障电力系统稳定运行和服务新能源消纳，未来煤电出力大于90%或小于30%的持续时间将增加，对其深度调峰和频繁启停能力提出更高的要求。水电通过扩容改造、调相改造以及探索跨流域长周期调节改造等，能够更好地支撑电力系统安全稳定运行和新能源消纳。抽水蓄能也是传统电力系统的重要调节资源，通过“低充高放”为系统调峰，未来须进一步加强顶峰保供和调相等功能，运行方式也将逐步从“两抽两发”向“多抽多发”转变。

从中远期看，随着新能源渗透率提高，日内和长周期调节的需求将大幅增加，若调节能力增速低于需求增速，新能源的有效消纳将难以保障。发展绿电制氢、气、热等跨能源系统利用模式，利用碳捕集、利用与封存技术，将火电释放的二氧化碳制取成甲醇、甲烷等工业原料，发展碳循环经济，将成为新能源消纳的可行方式。

表1：不同类型电力资源的转型方向

新型储能创新路径

近年来，新型储能被视为新型电力系统的有效调节资源并迅速发展。截至2024年底，国内新型储能装机规模达到7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍。近年来，新型储能利用、成本回收、调节“饱和效应”等问题备受关注，但新型储能的发展前景长期向好，并将向系统调节的重要主体转型。在此过程中，新型储能要立足系统，找准功能，锻长板补短板，加快技术突破，针对典型场景发挥价值。

顶峰保供。2024年6—8月，在平衡较紧张的山东、江苏、浙江、安徽、内蒙古等省（区），新型储能最大顶峰同时率均达到90%以上。“十五五”期间，年均负荷预计增加1亿千瓦，新型储能技术创新要瞄向有力支撑迎峰度夏/冬的电力供应发挥重要作用。

系统爬坡。从国际经验看，光伏占比较高的电力系统，在早晚光伏出力大幅变化时，主要依靠气电、新型储能和抽水蓄能等实现超短时间尺度的爬坡供需平衡。未来随着光伏发展加快，爬坡问题在部分典型地区、春秋季典型时段、新能源发展超预期情况、抽水蓄能投入使用前过渡阶段等会比较明显，要发挥好新型储能快速调节优势。

新能源消纳。2024年，国家电网公司经营区新增新能源装机2.67亿千瓦，电网负荷最大日波动超过2.5亿千瓦，通过优化新型储能的调度运行方式，提升“两充两放、多充多放”的覆盖率，提高新型储能在新能源消纳困难时段的最大充电能力至接近3000万千瓦。

催生新模式新业态新主体。电力系统的形态将逐步由电源较集中、“源随荷动”转变为电源较分散、“源荷互动”，新型储能可作为智能分布式微电网、虚拟电厂的一部分以及服务较薄弱的配电网台区快速“增容”等，助力新型电力系统创新发展。

随着新能源规模不断扩大，其弃电时间向午间时段和春秋季节聚集的趋势将更加明显，这应是新型储能等新型调节资源创新发展的关键应用场景。预计2030年全年，国内午间光伏大发时段的新能源弃电率超过七成，春秋季的新能源弃电率超过三分之二。2030年，华北电网新能源装机预计达到最大用电负荷的1.8倍，春秋季约50%的天数午间新能源出力超过负荷。

值得注意的是，新型储能对新型电力系统的保供调节作用存在“饱和效应”。一方面，新能源利用率将随着储能规模增加而逐步“饱和”。随着新能源渗透率提升，日内部分时段出现弃风弃光的现象，储能可发挥移峰填谷的作用，达到较好的消纳效果。而在新能源高渗透率的情况下，电力系统长时间处于弃风弃光的状态，日调节储能有弃电可充却无太多时段放电，增加日调节储能对新能源消纳的提升效用会逐渐减弱。在此情况下，储能需要与具有高效调节能力的煤电、气电等资源协同配合。

另一方面，日调节储能的电力平衡能力也会随着电力缺口扩大而饱和。总体上看，电力缺口占比低于最大用电负荷20%时，配置新型储能可填补电力缺口，但其有效容量系数会随着电力缺口时长增加而降低，需考虑增加常规电源、配置长时储能、发展跨省区输电等填补电力缺口。

当前，全球长时储能技术仍处于探索发展阶段。抽水蓄能和电化学储能的持续满负荷放电时长通常不超过6小时，主要用于日内系统调节，无法应对长周期电力电量转移问题。从中远期看，随着新能源渗透率持续提升，如何应对因新能源发电的间歇性导致的数日或跨周/月/季的长时段电力电量缺口，是构建新型电力系统面临的重大挑战。

重视规划和市场设计

新型电力系统建设既要求发展大规模新能源，也要求创新发展新型调节资源体系。“新型”不仅意味着要对传统调节资源进行潜力挖掘、功能再造，也需要基于未来系统需求，建设以新型储能为代表的新型调节资源，还需要延伸到电力系统外，实现灵活资源更大范围互联互通利用。

为更好地融入、服务新型电力系统，新型储能要立足系统，因地因时精准发力，短期内和火电、抽水蓄能等多种调节资源协同互补，长期则须依靠技术创新。基于前期示范项目，新型储能行业要研究分析压缩空气储能、全钒液流储能、飞轮储能、氢储能等多元技术的经济特性，并结合多场景应用需求，推动储能技术多元化协调发展。

在新能源全面进入电力市场交易后，新型储能发展驱动机理发生较大调整，须统筹规划系统调节能力，完善电力市场相关机制。

新能源全面入市后，各类电源的投资逻辑、参与市场方式、收益模式等将产生较大的变化。面对“十五五”期间电力保供和新能源消纳的复杂局面，政府和能源行业须科学分析新型储能、抽水蓄能和其他常规调节电源的特性和需求规模，因地制宜制定合理配置和优化组合的方案，特别是应将各类调节资源未来功能定位和技术创新要求一并纳入“十五五”规划。

市场机制设计要坚持系统观，充分考虑保供、爬坡、日内调节、长周期调节和支撑新模式新业态等各类场景价值发现的需要，建立、完善容量市场、辅助服务市场等机制。要以公共产品的理论基础设计价格与市场机制，保障各类资源的有效规模，同时以私有产品的逻辑完善相应的市场体系，促进资源优化配置，实现各主体间的责权利对等，保障电力系统安全运行和支撑能源低碳转型。