在“双碳”目标引领下，我国出台了一系列顶层政策文件，明确将发展新能源作为能源转型的核心方向，如《“十四五”现代能源体系规划》。国家能源局等同步发布了多项配套政策，推动风电、光伏发电规模持续快速增长，如《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《电力辅助服务市场基本规则》。“三北”地区作为我国风光资源最集中、最富裕的区域，风电、光伏装机占全国总量的60%以上，部分省份或地区新能源发电占比超过50%。然而，风光出力的间歇性、波动性特征对电力系统的灵活性调节能力提出了严峻挑战。由于传统煤电调峰能力接近极限，储能、需求响应等新型灵活性资源规模不足，导致“弃风弃光”现象频发，新能源消纳矛盾突出。在此背景下，系统化分析高比例新能源地区电力系统灵活性资源的现状、堵点及对策，对保障地区电网安全稳定运行、推动新能源高质量发展具有重要的现实意义。
（来源：中能传媒研究院 作者：沈华玉 华北电力大学经济与管理学院、新能源电力与低碳发展研究北京市重点实验室 ）
一、高比例新能源地区电力系统灵活性资源现状分析
（一）
高比例新能源接入催生灵活性需求
“三北”地区作为我国新能源发展的核心区域，积极响应国家新能源发展政策。内蒙古发布《新能源配套储能管理办法》，要求新建风光项目按10%～15%比例配套储能；甘肃启动“风光储氢一体化”示范基地建设，探索“新能源发电+储能调峰+绿氢制备”多能互补模式。截至2024年底，“三北”地区已建成30个以上灵活性资源示范项目，风电装机达4.2亿千瓦、光伏装机3.8亿千瓦，新能源发电量占比超过45%。根据中国电力企业联合会数据，部分风光基地如甘肃酒泉、内蒙古乌兰察布新能源发电占比已超60%。
新能源的高比例接入显著改变了现有电力系统的“源—网—荷”平衡模式。风光出力与用电负荷的时空错配加剧，冬季风电大发时段恰为用电低谷，电网峰谷差持续扩大，吉林、黑龙江等省份峰谷差率超过50%。传统以煤电为主的“源随荷动”调节模式已难以适应，系统需在短时间内完成从“大发”到“低发”的快速切换，对灵活性资源的需求从“小时级”向“分钟级”甚至“秒级”延伸。国际可再生能源署（IRENA）2023年报告指出，高比例新能源接入将使系统灵活性需求提升30%～50%。
（二）
高比例新能源地区电力系统灵活性资源的现状与特征
电力系统灵活性资源是指通过调节发电、用电或储能，响应电力供需变化的各类主体，主要包括“源—网—荷—储”四大环节的调节资源。从四大环节分析“三北”地区灵活性资源的现状与特征如下：
1.电源侧
煤电深度调峰作为当前最主要的灵活性资源，“三北”地区煤电机组2024年灵活性改造率超85%，最小技术出力降至20%左右。但受限于煤电机组安全运行边界，进一步压减出力空间有限，部分机组最小出力已接近15%，且深度调峰导致煤耗上升约10～15克/千瓦时，度电成本增加0.05～0.08元，经济性下降。
气电、生物质发电等可调节电源受资源禀赋限制，支撑作用有限。“三北”地区天然气资源稀缺，气电装机占比不足2%；生物质发电因燃料收集成本高，秸秆收购价约300元/吨，导致度电成本达0.7～0.8元，装机规模仅占电源总装机的1.2%。
2.电网侧
尽管跨区互济能力增强，但局部仍然受制于输送瓶颈。“三北”地区已建成“四横五纵”特高压输电通道，2024年跨区输电能力达到2.8亿千瓦，比2020年提升了40%。通过跨省跨区电力互济，有效缓解了区域内新能源消纳压力，如蒙西—京津冀、新疆—华东通道等。但吉林白城、宁夏宁东等部分风光基地仍然存在“局部送出通道饱和”问题，2024年冬季，吉林白城基地因外送通道利用率超90%，被迫限制部分风电出力，弃风率达8%，比全国平均弃风率2.1%高出不少。
3.负荷侧
需求响应规模小，市场化机制待突破。需求响应是通过引导用户调整用电行为参与系统调节的重要手段，如错峰用电、减少高负荷时段用电。目前，“三北”地区需求响应主要以工业用户为主，2024年最大响应能力约1500万千瓦，占最大用电负荷的3%，且多为“行政指令型”响应，如迎峰度夏期间强制企业限产，而用户自主报价等市场化响应占比不足20%。以内蒙古为例，某工业园区参与需求响应的企业仅能获得0.1元/千瓦时的补偿，远低于企业限产损失的约0.3元/千瓦时，导致用户参与积极性不高。
4.储能侧
新型储能快速发展，但规模化应用仍处于初期。近年来，“三北”地区新型储能装机规模快速增长，2024年底达到1200万千瓦，约占全国35%，较2020年增长5倍。青海塔拉滩“光伏+储能”电站，通过“光伏+储能”联合发电模式，将光伏出力波动幅度降低了40%，提升了外送电力的稳定性。考虑到锂电池储能系统成本约1500元/千瓦时，而收益机制主要依赖“峰谷价差”和“辅助服务”，年收益率仅5%～6%，导致储能项目投资回收周期长达8～10年，社会资本参与意愿有限。
二、高比例新能源地区灵活性资源发展的难点分析
（一）
灵活性资源供给不足
灵活性资源规模与新能源发展速度不匹配导致灵活性资源供给不足。“三北”地区新能源装机年均增长速度超过20%，但储能、需求响应等灵活性资源的增长速度只有10%～15%，导致“增量不增调”矛盾突出。以某百万千瓦级风光基地为例，其配套储能规模仅为10万千瓦，占比不到10%。在冬天，如果连续3天低风速、低光照，储能只能支撑2小时调峰需求，剩余时段仍需依赖煤电压减出力，否则只能弃风弃光。此外，灵活性资源分布不均衡，新疆哈密、内蒙古阿拉善等风光资源富集的偏远地区，由于电网薄弱、负荷密度低，储能项目等灵活性资源建设成本较中心区域高20%～30%，进一步加剧了局部区域的供需失衡。
（二）
灵活性资源技术瓶颈突出
灵活性资源在长时储能、多能互补协同等关键技术的成熟度与经济性方面有待提升，制约了灵活性资源健康发展。长时储能技术方面，锂电池储能由于能量密度限制，循环使用寿命约6000次，成本极高，占系统总成本60%，难以满足“日调节”以上需求，如应对连续阴雨天、无风期的周级调节。液流电池、压缩空气储能等长时储能技术虽然理论寿命能达到20年以上，但存在能量效率低、占地面积大等问题，规模化应用存在技术瓶颈。多能互补协同控制技术方面，“源—网—荷—储”协同控制需整合发电、电网、负荷、储能等多源数据，目前，多数项目仍采用“分散控制”模式，如储能独立于电源侧调节，未实现“全局优化”。某风光储联合电站实测数据显示，协同控制技术缺失导致储能利用率仅60%，系统整体调节效率下降15%。
（三）
灵活性资源市场机制不完善
灵活性资源市场机制不完善导致灵活性资源价值未充分挖掘。当前电力市场中，灵活性资源的价值主要通过“辅助服务补偿”和“峰谷价差套利”两条路径实现，但市场机制设计存在以下三大问题。第一，补偿标准偏低。以“三北”地区调峰辅助服务为例，深度调峰补偿标准约0.2元/千瓦时，只能覆盖煤电调峰新增煤耗成本的70%，储能参与调峰的补偿标准更低，约为0.1～0.15元/千瓦时，难以覆盖投资成本。第二，交易品种单一。目前辅助服务市场以“调峰”为主，“调频”“备用”等品种交易量不足20%，且缺乏对灵活性资源的长期调节能力进行补偿的“容量补偿”机制，导致企业缺乏建设“冗余调节能力”的动力。第三，跨区交易壁垒。受限于省间电力市场分割，灵活性资源难以在更大范围内优化配置。如蒙西电网富裕的储能容量无法直接支援河北电网的调峰需求，导致资源浪费与局部紧张并存。
（四）
灵活性资源政策协同不足
灵活性资源政策协同不足导致跨部门、跨领域管理存在冲突，灵活性资源发展涉及能源、电力、国土、环保等多部门，政策协同存在如下突出问题。第一，规划衔接不畅。新能源规划与电网规划、储能规划“各自为战”。如，某风光基地规划时未同步预留储能用地，后期因基本农田土地性质限制，储能项目被迫调整选址，建设周期延长1年，额外增加成本20%。第二，标准体系缺失。储能消防、并网、安全等标准分散在能源、消防、电力等部门，部分标准存在冲突，如储能电站防火间距要求与电网接入距离要求矛盾，导致项目审批周期长、因满足多标准要求导致建设成本增加。第三，激励政策碎片化。各地对储能的补贴政策差异大，如内蒙古按储能容量补贴300元/千瓦，陕西按放电量补贴0.2元/千瓦时，且补贴退坡机制不明确，部分省份2025年补贴将下降50%，导致企业投资预期不稳定。
三、高比例新能源地区灵活性资源发展的对策建议
（一）
强化顶层设计：构建“规划—标准—落地”全链条协同机制
构建“规划—标准—落地”全链条协同机制。第一，统筹规划布局。将灵活性资源纳入省级或自治区电力规划“一张图”，明确新能源开发规模与灵活性资源（储能、需求响应等）的配套比例，如“三北”地区新建风光项目配套储能比例不低于15%，且储能时长不低于4小时。在国土空间规划中划定“灵活性资源建设专区”，优先保障储能电站、需求响应聚合商等用地需求。第二，完善标准体系。建议出台电力系统灵活性资源技术标准通则，统一储能并网、消防、安全等技术要求；制定“源—网—荷—储”协同控制技术标准，推动多主体数据互通与联合优化。第三，建立跨区协同平台。依托“三北”区域电力交易中心，建立灵活性资源跨区交易平台，允许储能、需求响应等资源在省间交易，按调节贡献度获取收益。例如，蒙西电网的储能可参与华北电网的调峰交易，收益按“调节量×区域统一价格”结算。
（二）
突破技术瓶颈：推动“技术攻关+产业化”双轮驱动
推动“技术攻关+产业化”双轮驱动。第一，加大长时储能技术攻关。建议设立国家长时储能技术专项（“十五五”期间预算200亿元），重点支持液流电池、压缩空气储能、重力储能等技术研发，目标为2030年长时储能系统成本从目前的1200元/千瓦时降至800元/千瓦时以下，效率提升至80%以上。第二，推广多能互补协同控制技术。在“三北”地区选取5～10个风光基地开展“源—网—荷—储”一体化控制示范，依托数字孪生、AI调度等技术，实现发电、储能、负荷的实时协同优化。例如，甘肃某基地通过引入AI调度系统，储能利用率提升至85%，系统调峰能力增强20%。第三，培育灵活性技术产业链。支持龙头企业联合高校、科研机构建设灵活性技术创新联合体，重点突破储能电池材料、智能调度软件等“卡脖子”环节，推动关键设备国产化率提升至90%以上。
（三）
完善市场机制：充分释放灵活性资源价值
通过市场机制优化充分释放灵活性资源价值。第一，健全辅助服务市场。扩大辅助服务交易品种，增加“容量补偿”“转动惯量服务”等新型交易，争取2026年前实现调峰、调频、备用等辅助服务市场全覆盖。提高调峰补偿标准，并建立补偿标准与新能源占比挂钩的动态调整机制，如新能源占比每提高5%，补偿标准上调10%。第二，探索“灵活性资源+绿证”复合收益模式。允许储能、需求响应等灵活性资源参与绿证交易，每调节1兆瓦时新能源电力可额外获得0.5个绿证，提升项目收益。第三，发展灵活性资源聚合商。支持第三方机构整合分散的储能、可调节负荷（如工业企业、电动汽车），形成虚拟电厂参与市场交易。如内蒙古某聚合商通过整合500个用户的可调节负荷（总容量50万千瓦），2024年参与调峰交易收益超5000万元，用户平均收益提升20%。
四、结论
高比例新能源地区电力系统灵活性资源的发展，是保障电网安全、推动新能源消纳的关键支撑。当前“三北”地区灵活性资源发展已取得阶段性进展，但仍面临资源供给不足、技术瓶颈突出、市场机制不完善、政策协同不足等核心堵点。未来需通过强化顶层设计、突破技术瓶颈、完善市场机制、优化政策支持等综合举措，构建“源—网—荷—储”协同互动的灵活性资源体系。这不仅是技术装备的升级过程，更是治理模式、市场机制的系统性创新，将为我国“双碳”目标实现和全球新能源转型贡献“中国方案”。