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多方协同提升新能源可靠顶峰发电能力

中国能源产业发展网发布时间：

2026-11-11 20:53

【中国能源产业发展网】获悉，从煤电发电量占比首次降至50%以下，到风电和太阳能发电累计装机容量达20.1亿千瓦，今年以来中国能源绿色低碳转型持续取得新进展，电力供给结构不断优化。公开信息显示，在算力等新兴产业带动下中国用电需求持续增长，国家能源局披露数据显示，“十五五”时期预计中国用电需求年均增量将达到6000亿度左右；面对用电需求的持续增长以及新能源发电占比的加快提升，只有消纳、储能、电力市场机制等多个环节协同共振，方能将新能源规模优势转化为安全可靠的替代能力，提升可靠顶峰发电能力，即电力高峰时段可再生能源能够可靠提供的发电能力。

行业数据显示，截至今年9月底，全国可再生能源装机规模达25.18亿千瓦，同比增长14.6%，约占全国总装机的60.94%，其中风光装机合计20.1亿千瓦，约占全国电力总装机的48.66%；今年前三季度，可再生能源发电增量超过2500亿千瓦时，占全国发电增量的87.5%。公开信息显示，中国已建成全球规模最大、发展最快的可再生能源体系，但以风光为主的新能源发电因具有间歇性、随机性、波动性特点，尚未形成对传统电源的有效电力替代，导致电力系统面临保供、消纳、成本等多重压力，迫切需要增强新能源在系统需要时段的可靠出力、主动支撑和协同调节能力。

在政策层面，今年7月份国家发展改革委、国家能源局印发的《可再生能源发展“十五五”规划》首次将可靠替代纳入目标体系。该项披露的《规划》提出，到2030年全国风电光伏（含源侧配建储能）平均置信出力达到8%，其中风电11%左右、光伏6%左右，迎峰度夏度冬晚高峰风电光伏（含源侧配建储能）电量占比达到20%以上、提高约10个百分点，“十五五”期间新增可再生能源可靠顶峰发电能力3亿千瓦以上。

公开报道显示，北京世经未来投资咨询有限公司、中国电力企业联合会、国家发展改革委国家信息中心经济预测部等机构围绕提升新能源电力可靠替代能力披露了多方面信息：“置信出力”这一指标把“靠不靠得住”从模糊判断转化为可测算、可规划的量化标尺，使系统能够准确识别极端天气、连续低风低光和负荷高峰下的真实供电缺口；增量方面要加快推动系统友好型新能源电站建设，逐步实现新能源在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代，存量方面要结合老旧风光电站升级改造，鼓励通过改建扩容、合理配储等方式稳妥有序提升涉网性能，技术方面要加大构网技术、高精度功率预测、一体化调度等先进技术装备研发和应用，提高长时储能占比。

现阶段，推动新能源发电将规模优势转化为可靠顶峰发电能力，还离不开消纳、储能、电力市场机制这三个环节的协同。公开信息显示，过去新能源消纳主要靠大电网外送和增加调峰能力，未来需要分类引导开发与消纳，统筹“沙戈荒”基地外送与就地消纳、水风光一体化开发、海上风电有序开发以及分布式新能源就近消纳，形成分层分级的消纳体系，当前新能源消纳的核心矛盾表现为电力系统有限的送出和调峰能力与不断增长的新能源发电量渗透率之间的不匹配。消纳解决的是电力“送得出、用得上”，储能解决的则是电力“存得住、调得动”，储能要想真正用起来还要解决“用而无价”的问题。

围绕储能价值回报与市场机制，今年1月份国家发展改革委、国家能源局对外发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，既填补了全国性制度空白，又有利于稳定储能电站的收益预期，让调节价值获得稳定回报，引导储能从“建起来”加快转向“用起来”。公开信息显示，储能发展以“储用结合”为切入点，让车网互动等形态参与日常调节、承担就地平衡功能，同时把储能从“配建附属”推向独立市场主体，容量电价按顶峰能力和放电时长折算；消纳的成本分摊、储能的价值回报最终都要通过市场机制实现，需要加快构建适应新能源高比例发展的电力市场机制和价格机制，完善中长期、现货和辅助服务市场的衔接，缩短交易周期，合理扩大省间市场化送电规模。

【来源：证券日报】

【编辑：小能】

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