21 提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展 | 1 | 摘要 作为我国重要的新能源基地，西北地区新能源资源富集，但面临本地消纳不足、外送 通道受限、省间市场壁垒等突出问题。提升区域内五省间电力互济能力和区域间送受端协 同能力，是破解新能源消纳瓶颈、优化全国能源资源配置、助力“双碳”目标实现的关键路径。 本研究围绕提升西北地区跨区域互济能力，通过举行多次研讨会并汇总梳理公开信息， 部分受端电网接纳能力不足，导致通道利用率偏低；其次，西北地区送端省份新能源发电 波动性与省内调节能力不足并存，跨省交易面临价格机制不完善、输电成本分摊争议等问 题；再次，中东部地区对绿电需求增长，但消纳责任权重分配、跨省绿电环境价值认定等 机制尚未健全，制约了绿电交易规模的增长。 针对上述问题和挑战，报告从建设特高压直流通道、完善跨区电力市场机制体制、价 格政策等方面提出如下建议：一、明确 大部分区域为“低 负荷、高新能源”的“电源基地”。上述特性导致西北地区新能源大发时（如光伏午间、 风电夜间），本地无法充分消纳，造成“弃风弃光”；与此同时，当中东部负荷中心电 力短缺时，西北地区却因输送通道能力不足或机制限制难以大规模外送。 区域互济是支撑新能源消纳与电力保供的重要手段。目前西北地区开展的区域互济 包括省间互济以及跨区域互济。省间互济方面，西北地区已经开展“能量换容量”、“新

拓展，初步建立市场引导的辅助服务资源优化配置机制，形成以 调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场 体系，实现了市场对资源的优化配置，对保障电力系统安全稳定 运行、促进新能源消纳、降低系统调节成本发挥了积极的作用。 全国统一电力市场发展规划蓝皮书 10 部分地区积极推动辅助服务市场机制创新，积极探索辅助服务市 场与现货市场协同运行，引导独立储能、虚拟电厂、负荷侧可调 ���� ���� ����� ��� ������ ���� ���� �� �� �� �� �� �� �� ������ 图 1-9 电力辅助服务品种 电力市场绿色消纳机制逐步建立。为适应新能源大规模发展 需要，新能源入市节奏进一步加快。2023 年，全国新能源市场化 交易电量达 6845 亿千瓦时，占全部新能源发电的 47.3%。部分大 型发电企业新能源参与市场比例已超过 效果有待提升、参与主体有待扩容、费用疏导机制有待完善， 亟需调整以满足新能源大规模接入下电力系统安全稳定运行 需求。 支撑新能源 大规模发展和入市的政策机制仍需完善。随着 新能源持续快速发展，新能源消纳压力不断增大，适应新能源 出力波动性大、预测难度大特性的市场机制尚需完善，需要统 筹设计适应新能源特性的市场体系和交易机制，支撑高比例新 能源参与市场。此外，反映新能源环境价值的配套政策措施有

一标准，为每年每千瓦330元。 2024年2月 发改委 能源局 按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形 成机制，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。按照新能源项目消纳成 本不高于发电价值的原则，合理确定调峰服务价格上限。 资料来源：中国政府网，发改委，能源局，财政部，新华社，海通证券研究所 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 2.1 健全多层次统一电力市场体系 有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本 建成，新能源全面参与市场交易。 发改委在政策解读中提出：（1）为充分消纳清洁能源发电量，必须依托大电网、构建大市场，统筹利 用全网调节资源、深度挖掘消纳空间。（2）新型电力系统下电力向低边际成本、高系统成本发展，电 能量属性难以全面反映其真实价值，需要设计体现安全稳定价值、容量价值、环境价值等不同属性的 交易 活力。  电力行业定位的转变： 能源局《新型电力系统发展蓝皮书》提出，电力系统功能定位由服务经济社会发展向保障经济社会发 展和引领产业升级转变。  需求侧发力促进清洁能源消纳： 国务院《2024—2025年节能降碳行动方案》提出，2024年，单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳 排放分别降低2.5%左右、3.9%左右，规模以上工业单位增加值能源消耗降低3.5%左右，非化石能源

海上风电实现跨越式发 展 ................................................................................... 4 多能互补助力风电消纳稳 定 ................................................................................ 6 发展 ..... 技术创新，大容量机组一体化设计， 促进了海上风电降本提质；高质量的风电试验场及产业基地建设，推动了海上风电的产业良性发 展；有利的网源协调规划及配套电网建设，保障了区域海上风电的开发建设与高比例消纳。预计 到“ 十四五” 末，中国海上风电累计装机容量将达到 1 亿千瓦以上，到 2030 年累计将达到 2 亿千 瓦以上，到 2050 年累计不少于 10 亿千瓦。同时，海上风电往深远海发展的态势日趋显 上陆 上风电机组，单机容量 15 兆瓦及以上的 海上风 电机组已屡见不鲜， 22 兆瓦海上风电 机组也已 下线。从叶轮直径上看，海上风电机 组叶轮直径 最高已经达到 280 米。 多能互补助力风电消纳稳定 伴随产业发展，中国风电正逐步迈向多能 互补和风储一体化统筹发展阶段，如利用 大型综合能源基地风能、太阳能、水能、 煤炭、天然气等资源组合优势，推进“风 光 水 火 储 ” 多 能 互

月广东试点新能源报量 报价参与现货交易，2024 年 220 千伏及以上电压等级新能源全面进入市 场，按照“基数 + 中长期 + 现货”模式，配套预测偏差考核、偏差收益 回收等机制，促进新能源市场化消纳，通过市场价格引导新能源有序建设。 2023 年 10 月，新型独立储能进入广东电力现货市场，创新应用“一 体多用、分时复用”的商业模式，参加“中长期 + 现货 + 辅助服务”市 场交易，充放 能源“全电量报量报价”、“基数 + 现货偏差结算”交易机制，充分发 挥风电、光伏低边际成本优势，引导火电机组将发电空间合理让至新能源。 首创独立储能、抽水蓄能、虚拟电厂等新型主体“报量报价”参与市场 交易，促进新能源市场化消纳。绿电交易提速扩围，实现发用两侧全覆盖， 健全绿电消费溯源认证体系，有效促进能源绿色低碳转型。 五是“安全可靠，有效保障系统稳定运行”。用“无形的手”保障供 应，通过现货价格信号引导各类调节资源自主参与系统运行，有效实现 完善大规模新能源参与市场机制。考虑新能源发电特性和成本情况， 完善新能源交易机制和价格机制，解决新能源中长期签约难、收益锁定 难等问题，逐步提升新能源参与市场电量比例。建立分布式新能源参与 市场交易机制，促进就近消纳，破解大规模分布式光伏消纳难题。健全 绿电消费认证体系，有效促进绿色能源消费。 健全灵活调节资源参与市场机制。结合市场运行情况，不断完善新型 储能、抽水蓄能参与现货市场机制，提高系统灵活调节能力，应对未来

符合首都城市战略定位和大兴区产业规划布局的合法经营者； 2.2025 年 1 月 1 日至 2025 年 12 月 31 日内发生的绿电交易行为， 通过参与电力市场化交易开展绿电交易并实现绿电消纳； 3.奖励电量必须为在大兴区内完成消纳的绿电电量。 三、申报材料 奖励资金申报材料一式两份，应按顺序装订成册，加盖单位公章 (全套申报材料需扫描电子版一并提交),申报材料不予退回。 需提供申报材料如下： 1 绿色电力合同（售电公司代理购电合同） 4.年度绿色电力消费核算清单或月度电力缴费通知单 （说明：采用月度电力缴费通知单的申报单位，需按月、按照计 量点排序提供记有绿电消纳情况的电力缴费通知单，装订形成绿电消 纳台账，并填报月度绿电消纳统计汇总表。月度绿电消纳统计汇总表 电子版与申报材料一并提交。） 5.与申报奖励电量相对应的绿色电力证书和绿色电力交易凭证 四、资金申报及评审 （一）项目征集 区发展改 EESIATEL：010-58460051EMAIL：eesia@eesia.cn （一）新型能源技术开发转化及新型能源体系建设。重点支持太 阳能开发应用、绿色燃料等清洁能源利用、可再生能源电力消纳、调 节能力建设以及新型能源技术示范项目等。 （二）循环经济发展。鼓励开展工业、农林、城建、生活等领域 废弃物减量化和资源化利用。 （三）工业节能低碳发展。重点支持工业领域有显著节能降碳成

独立储能、共享储能主要分布在华东、华中地区，占比分别约 68%、60%，发挥支撑电力供应和提升电力系统调节能力作用。新能 源配建储能主要分布在西北、华北地区，装机占比均超过 50%，有 效促进大规模新能源开发消纳。 ��������� ����� ������� ����� ���� ���� �� ���� 图 8 新型储能不同应用场景装机分布情况 016 2025 中国新型储能发展报告 ������ 图 11 各应用场景下新型储能时长分布情况 018 2025 中国新型储能发展报告 2024 年，我国新能源发电装机规模首次超过火电。在新能源快 速发展的背景下，新型储能成为促进新能源开发消纳的重要手段。从 调用情况来看，新能源配建储能整体调用情况大幅提高，年均等效利 用小时数 766 小时，比 2023 年提高约 383 小时；年均等效充放电次 数 177 次，比 2023 年提高约 型储能并网接入管理，提升运维管理水平，鼓励涉网性能升级改造， 充分挖掘新型储能调节能力。研究完善新型储能调用评价指标体系， 适时发布行业发展关键信息，引导行业科学合理评价新型储能调用情 况，进一步发挥新型储能促进新能源开发消纳，提高电力系统安全稳 定运行水平和电力保供作用，助力新型能源体系和新型电力系统建设。 030 2025 中国新型储能发展报告 （五）巩固新型储能产业优势地位 面对国际竞争日趋复杂的形势，需要巩固我国新型储能产业链优

设、接网和消纳，现制 定以下政策措施。 一、因地制宜发展集中式光伏电站项目 集中式光伏电站项目选址应符合用地、河湖管理、生态环保等有关 要求，鼓励利用未利用地和存量建设用地发展光伏发电产业。项目选址 应当避让耕地、生态保护红线、历史文化保护线、特殊自然景观价值和 文化标识区域、天然林地等。加强对光伏发电资源的全面摸排，明确可 利用空间和范围，项目实施前要落实用地及接网消纳条件，对符合条件 在土 地出让、项目审批、规划设计、施工图审查、竣工验收等环节严格把关。 鼓励利用建筑物屋顶和立面、房前屋后空闲地等建设分布式光伏项目， 探索开展户用光伏储能一体化建设，对承诺配储的项目优先接入消纳。 （责任单位：市发改委、市住建局、市自规局、市财政局、市国资委、 国网芜湖供电公司等，各县市区政府和开发区管委会） 三、做好项目用地要素保障 加强对集中式光伏电站国土空间、用地指标保障，对已纳入光伏发 加快电网升级改造，优化电网调度方式，按照“能并尽并”的原则，确 保大规模光伏发电并网接入和有效消纳。要优化分布式光伏接入流程， 设立分布式光伏发电“一站式”并网服务窗口，明确办理并网手续的申 请条件、工作流程、办理时限，及时出具电网接入意见。分布式光伏项 目并网验收应在收到申请后规定时限内完成。要做好电网消纳分析工作， 原则上每季度末通过电网企业门户网站、营业厅等渠道向社会公布光伏 可接入容量

项目荣誉记录与园区设计图 89 数字基础设施 该项目创新探索就近供电、就近消纳的“绿电聚合供应”模式，实现算力和绿色电力的高效协同发展。 （1）构建绿电聚合供应创新模式。采用“源网荷储一体化”模式，将距离算力中心150公里左右，分布于三个县 区的13个百兆瓦级或千兆瓦级风光电场进行聚合管理,实现地市级就近供电、就地消纳的“绿电聚合供应”新模式。 2024年全年绿电生产5.86亿度，为实现新建 该项目实现的经济效益： 项目自2020年9月开工以来，已建成670WM的算力中心，可承载19.44万标准机架。在经济效益方面，固定资产 投资130亿元。 社会效益： 该项目实现的社会效益： 目前累计消纳5.93亿度绿电，减排量31.82万吨。 执行单位简介 北京中科合盈数据科技有限公司以“新型算力基础设施 + 绿色能源”的融合创新模式，综合数字、能源、环境三 大维度，构建面向人工智能时代的绿

设和运营独立储能电站，缓解高峰负荷供电压力，提升电网调节、新能 源消纳和应急供电保供能力。积极推动独立储能电站参与电力市场，配 合电网调峰及提供辅助服务。对铜梁区内电网侧独立储能电站，每年按 照新型储能设备投资额的 2%给予补贴，连续补贴 3 年，单个项目补贴资 金不超过 1500 万元。（牵头单位：区经济信息委、区发展改革委、国网 重庆铜梁供电公司） 第三条 优化保障消纳。积极支持配建新型储能的新能源发电企业、 独立储能电站企业与电网企业签订并网协议和购售电合同。支持区供电 公司与市电力公司对接，争取“新能源+储能”与独立储能项目优先接 入、优先调度、优先消纳、优先外送。（牵头单位：区经济信息委、区 发展改革委、国网重庆铜梁供电公司） 第四条 大力推进用户侧新型储能发展。积极支持工商业侧储能项目 建设运营，对我区年利用小时数大于等于 600 小时的工商业侧新型储能 项目，在项目投产运营后，按照储能设施每年实际放电量，连续 智能升降机、建筑机器人等智能建造设备。 三、提升建筑可再生能源应用 （八）推动光伏光热技术应用。推动城镇新建建筑光伏一体化建设， 促进光伏产品与幕墙、非透光围护结构等材料的结合和色彩风貌统一， 光伏发电以自发自用为主，实现就近消纳和平衡。新建公共机构建筑及 工业厂房屋顶总面积大于 500 平方米的应安装光伏，光伏产品应用面积 不低于屋顶总面积的 50%。既有学校、医院建筑、工业厂房改造时，在 结构承载力满足要求的前提下鼓励同步加装光伏，光伏产品应用面积不