需要进一步挖掘系统灵活性调节资源

宁德储能网：136号文件的出台，标志着新能源从“计划+市场”双轨制向完全市场化过渡。新能源发电具有随机性和间歇性，市场化交易量扩大后，系统需要更强的灵活性来平衡供需。

136号文件的发布和实施不仅对新能源行业发展产生深远影响，也对电力系统的灵活调节资源提出了更高要求。

为灵活性调节资源提供更大发展空间

新能源上网电价的市场化改革，标志着以市场化方式建设新型电力系统迈出关键步伐，将给电力行业带来积极作用和深远影响。

一是有利于推动新能源行业高质量发展。新能源上网电价全面由市场形成，存量、增量分类实施支持措施，有利于形成真实的市场价格，促进电力资源高效配置，引导新能源行业健康有序发展。二是有利于促进新型电力系统建设。新能源入市交易后，将公平承担电力系统调节成本，各类电源在电力系统中的价值将得到更充分体现，更好引导新能源与调节电源、电网协调发展，助力构建更加高效协同的新型电力系统。三是有利于加快建设全国统一电力市场。改革后，新能源与煤电等一样进入电力市场，上网电价均由市场形成，电力市场化交易进一步扩围，各地电力市场规则将按照国家要求相应完善，能够极大促进全国统一电力市场建设。

随着新型电力系统加快构建，新能源占比持续提升，高比例新能源发电伴生的波动性、间歇性和随机性，使得系统调频、调峰等灵活性调节资源的需求大幅增加。而136号文件的出台，标志着新能源从“计划+市场”双轨制向完全市场化过渡，这也为提升系统灵活性资源提供了更多可能。

一是取消了新能源项目的强制配储要求，改为由投资方根据实际需求配置储能。这一政策短期内可能减少储能新增装机需求，但长期来看，将推动储能行业从政策驱动转向市场驱动，促进储能技术的创新和商业模式的成熟，从而提升系统灵活性调节能力。

二是提出建立新能源可持续发展价格结算机制，通过差价结算为新能源项目提供收益兜底保障。这一机制稳定了投资预期，激励企业投资灵活性资源（如储能、虚拟电厂等），从而增强系统的调节能力。

三是强调通过市场化手段优化调节资源配置，推动源网荷储一体化发展。例如，鼓励共享储能、虚拟电厂等新兴业态发展，提升系统整体灵活性。这一政策有助于挖掘负荷侧和储能侧的调节潜力，缓解新能源消纳压力。

四是提出完善峰谷电价机制和辅助服务市场，鼓励建立市场化容量补偿机制。这些措施将提高调节资源的调用效率，促进各类灵活性资源（如煤电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能等）的优化配置，提升系统整体调节能力。

多角度提升灵活性调节能力

灵活性调节资源在新型电力系统中具有重要价值，例如，可以提高新能源消纳能力、优化电力资源配置、促进电力市场建设等。因此，灵活性调节资源的发展不仅关乎系统的稳定性和经济性，也是实现能源转型和“双碳”目标的重要支撑。

不过当前，不少地区的灵活性调节能力仍面临挑战。例如，从电源侧来看，一些地区的常规火电改造推进滞后，抽蓄等灵活性调节电源建设缓慢，且存在成本疏导和生态环境风险；清洁能源可提供灵活性资源不确定性强，导致灵活性资源供应结构问题突出。从电网侧来看，一些地区存在灵活性调节资源种类少，跨区域输电通道灵活性调节能力及互济不足等问题。从负荷侧来看，灵活性调节资源普遍存在潜在类型多，但受价格、激励机制、基础设施约束，实施规模偏小 ， 实现方式相对单一等问题 。为解决上述问题，提升灵活调节能力应通过技术创新、政策支持和区域协同等举措，充分发挥其作用，为新型电力系统的建设提供坚实保障。

首先，要加强灵活性调节能力的规划布局。如科学测算不同地区、不同时间段的调节能力需求；统筹各类电源规模和布局，确保可靠发电能力满足电力电量平衡需要，并留有合理的裕度；加快跨省跨区输电通道建设，建立跨省跨区备用共享机制，提高电力应急供应能力；在合理规划发展抽水蓄能电站的同时，科学安排新型储能发展规模，加快实现其规模化应用，并完善调用和市场化运行机制；开展典型地区高比例需求侧响应，依托新型电力负荷管理系统促进供需协同运营。

其次，要提升灵活性调节资源调用水平。立足现行调度体系，结合各类调节资源功能定位，科学确定调度关系，强化各级调度优化衔接，严格按照“三公”原则实施调度并按照“两个细则”考核管理。此外，还要综合考虑系统需要、调度安全性、调节经济性等因素，研究提出各类调节资源的合理调用序位表，明确资源调用原则、优先级等，尽量减少主力煤电机组频繁深度调峰、日内启停调峰。同时创新调度手段，制定并完善新型储能调度运行细则，在新能源消纳困难时段优先调度新型储能，实现日内应调尽调。建立需求侧灵活性调节资源库，制定需求侧资源常态化参与系统调节方案。

再次，要完善灵活性调节资源参与市场机制。完善体现灵活性调节价值的市场体系和价格机制，使新型储能及各类调节资源具有独立市场主体地位，合理设置峰谷价差，完善辅助服务市场总体费用及分摊办法，开展容量补偿试点，推动新能源参与电力市场交易。鼓励各地区因地制宜设置备用爬坡、转动惯量等辅助服务品种，建立以调节效果为导向的市场机制，完善区域级辅助服务市场，鼓励建立区域内负荷侧可调节资源的跨省调用和交易机制。此外，加强市场组织能力，投入算力确保电力市场高效运转，提高市场出清精细化水平，借鉴典型市场建立辅助服务市场与能量市场联合出清的方式，实现两个市场整体成本的最小化。

最后，要加强灵活性调节能力经济性评估。基于电力市场供需形势、市场电价水平、系统净负荷曲线等，开展长周期仿真测算，评估调节能力经济性和对电价水平的影响，为调节能力的建设与优化提供经济依据。对已投运的调节资源如抽水蓄能电站、新型储能等的调用情况定期进行评估，确保其充分发挥系统调节能力。同时，根据评估结果和市场变化，及时调整调节资源的建设规模、布局和时序。

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