风光电参与电力系统调峰的可能性

文 | 彭立斌、段伦、尹明、徐泽禹

调峰是电力系统维持各时段电力供需平衡的能力。传统认知将煤电、气电、水电归为可调电源，风光则视作需要火电、储能或需求侧兜底的波动性电源。该划分在物理层面并非完全错误，但容易走向两个极端：或将风光简单等同于不可靠电源，或将风光配储形成的系统支撑能力全部归属于风光本体。

事实上，风光电可作为电力系统调峰资源，但也存在明确价值边界。其调节能力以主动向下调节和按预测曲线接受统一调度为主，储能放电、火电顶发、需求响应实现的峰谷转移，不应归为风光自身调峰贡献。我国已允许新能源、储能、可调节负荷作为辅助服务提供主体；系统友好型电站可依托高精度功率预测与风光储协同，形成调峰及容量支撑能力。

实践中，甘肃用户侧报量报价现货市场推动负荷高峰由晚间 18时向午间11—12时转移；2024年夏季德州峰值时段太阳能发电约18GW，占当时总发电量21%，但同步将系统高风险时段后移至傍晚。

风光调峰能力源于功率预测、可控减出力、站内储能、构网型控制、跨区互济与需求响应协同，新能源自身并不具备火电机组那样的双向调节能力。合理的制度设计应对功率预测精度、主动减发电量机会成本、储能独立贡献及极端天气风险分项计价，使“系统友好性”成为可规划、可交易、可考核的电源属性。

01

一调峰争论的实质不在于“能否预测”，而在于“能否履约”

高装机规模与高出力波动并不矛盾。装机决定最大可发电潜力，净负荷曲线、预测分布与调节资源才决定电力价值。若仅以年度发电量评价新能源，会高估其晚高峰支撑能力；若单纯因风光随机性否定其价值，则会低估依托功率预测、地理分散布局与跨区交易平抑波动的潜力。

判断风光是否参与系统调峰，核心不在于其是否发电，而在于是否形成可执行、可考核、可结算的灵活性资源承诺。

光伏电站午间依据市场出清曲线主动降出力，并同步向电网披露可用容量、运行状态及预测偏差，属于电源侧主动调峰；因输电通道阻塞被动弃发且未获得市场化补偿，仅为被动消纳。

光伏配套储能的傍晚顶峰放电，属于储能独立调节贡献，不可与光伏本体出力混淆。该边界区分并非为弱化新能源责任，而是为实现预测、储能、调度、输电、需求响应各类资源的精准量化与合理计价。

02

六条技术路径共同构成风光主动调峰能力

功率预测是风光参与电力市场的第一道履约保障。

日前、日内及超短期预测，决定新能源能否开展交易申报、预留调节裕度，也决定调度机构可否将其纳入平衡计划。东北区域相关细则已将预测管理划分为中短期、超短期两类，以15 分钟步长对未来4小时滚动更新16次预测，降低短时波动带来的偏差考核。预测的目标已由 “估算发电量” 升级为 “支撑市场出清与调度履约”。

主动减出力是风光最直接的向下调峰手段，但必须与被动弃电区分。

当系统面临低负荷、输电阻塞或电压越限场景时，风光可依托逆变器有功控制、风机桨距调节或单机出力调节降低功率，为其他电源与负荷预留调节空间。该调节能力具有天然不对称性：风光能够主动减发，却无法在无光无风条件下依靠自身增发。因此，将风光称作 “双向调峰电源” 并不严谨；更符合物理边界的定位是净负荷跟随者与调节贡献者，而非电源侧双向可调机组。

站内储能使新能源组合具备电量时间平移能力，但不能模糊风光本体与储能的物理及产权边界。

配套储能可吸纳午间富余电量并于晚高峰放电，项目评估应分别披露风光可用功率、储能荷电状态、储能可放电容量与联合承诺出力，避免将储能的调节可靠性视作风光固有属性。

构网控制为新能源组合赋予主动支撑能力，是其区别于跟网型发电的核心特征。

跟网型变流器依赖电网电压作为参考，弱网或故障工况下易丧失支撑作用；构网型变流器可自主建立并维持电压、频率，提供虚拟惯量、短路容量、电压支撑乃至黑启动能力。这使得风光不再只是随网出力的电源，可在故障后参与系统电压恢复、抑制宽频振荡；其价值在于提升调峰组合的稳定裕度，而非单纯实现电量转移。

【5】

跨省跨区互济将空间分散性转化为系统灵活性。

扩大平衡区域可降低聚合后的出力预测偏差，实现富余电力由资源区向受端输送。2025 年相关政策明确，以省间中长期交易作为新能源跨省消纳基本盘，依托省间现货与区域互济响应短时电力需求。调峰不再局限于省内机组调节，而是输电通道、价格机制与调度运行的联合优化。

【6】

需求响应与虚拟电厂使负荷成为调峰组合的另一侧资源。

需求响应不属于风光自身能力，却是风光开展主动调峰的必要条件：价格信号引导用户在风光大发时段提升用电、晚高峰削减负荷，新能源出力波动由此由多类资源共同平抑，不再全部由发电侧兜底。

03

市场信号重塑负荷曲线，
但收益分配机制仍需透明化

甘肃案例直观体现价格、负荷与新能源消纳的联动效应。2024年9月甘肃电力现货市场正式运行，为国内唯一用户侧报量报价的双边现货市场，省内新能源装机突破8000万千瓦，成为第一大电源。

现货价格引导工业负荷高峰由晚间18 时转向午间11—12时；兰州新区绿电制氢项目依托低价时段错峰生产，度电成本下降超10%；京兰水泥通过变压器改造叠加市场用电优化，2026年以来每月节约基本电费21.3万元。上述案例证明，需求响应可实现真实的工业降本。

甘肃的负荷曲线优化成效，不能简单归因于光伏独立调峰。光伏仅提供可预期的午间低价电量，负荷形态重塑是现货价格机制、交易规则、工业负荷工艺弹性与储能协同作用的结果。其核心价值在于构建了可交易的发用时空匹配机制，以新能源发电曲线引导用电曲线自适应调整，有效降低系统对单向向下调峰资源的依赖。

市场制度已由鼓励配套储能转向要求新能源承担系统责任。早期政策允许可再生能源企业自建或外购调峰资源以扩大并网规模，但存在收益归属难题：若调峰资源由新能源方购置，而容量、辅助服务及现货收益归属于储能或第三方主体，新能源仅取得并网资格，则不能宣称拥有等效调峰能力。反之，风光储联合体统一申报出力曲线、共同承担联合承诺的偏差责任，其调峰价值才具备可核算基础。

04

国际经验：
关键在建立误差责任与调节机会

德国经验显示，提升风光市场参与度首要在于降低预测误差带来的交易成本。德国自2012年起将新能源预测由分散模式改为四大输电系统运营商（TSO）集中预测，TSO在日前市场滚动更新24小时出力预测，并在日内市场进一步精细化。

华北电力大学基于实测数据的研究表明，经滚动更新的日内预测，在样本场景下风光出力预测偏差可控制在10%以内。该经验的启示并非直接套用该指标，而是使预测质量、交易时机与偏差成本实现技术可观测、市场可计量。

丹麦—挪威互济案例证明，空间资源聚合可替代部分本地调节能力。北欧互联电网可将丹麦富余风电送至挪威，挪威相应压减水电出力，相当于利用水库对风电进行 “虚拟存储”；风电出力偏低时，挪威、瑞典水电反向向丹麦送电。丹麦国家电网数据显示，该国年进出口电量约100～110亿千瓦时，约占本国用电量 30%。该模式无法规避极端同步低风或来水不足的风险，但印证调峰能力无需全部依靠本区域储能或火电。

负电价反映资源稀缺关系，不应简单视作惩罚手段。德国日前市场2003年即引入负电价，北欧电力交易所（Nord Pool Spot）2009年11月30日设置负价下限，按欧元、丹麦克朗等币种设置不同阈值；丹麦西部现货市场于同年12月随即出现负电价。

该机制旨在引导发电主体匹配出力与可售电量。仅当风光拥有自主调节选择权、成本收益可内部化时，负电价才能形成有效市场激励；对新能源更公平的改革路径是同步开放下调奖励、日内修正与平衡责任，而非仅保留限电或单一负电价机制。

05

收益可持续性依赖全成本核算框架

风光调峰能力上限由预测误差与配置容量共同决定，无法直接通过装机规模折算。风光可兑现的调峰价值，取决于可调裕度、预测精度、储能荷电状态、并网约束及系统安全边界。无配储光伏仅具备向下调峰能力，风光储一体化基地则需以联合可用容量、响应速度、持续调节时长与出力失配概率作为考核依据。以置信出力、交易承诺曲线与实测运行性能替代单纯装机口径评估，更贴合新型电力系统的实际运行需求。

主动限电与储能移峰均会产生机会成本，但二者成本属性存在本质差异。风光主动减出力需放弃潜在电量收益，储能时序移峰则需承担充放电损耗、循环寿命损耗及固定资产投资成本。

市场核算需至少区分四类收益：新能源电量收益、电源主动下调补偿、储能容量与能量收益、需求响应激励。唯有让各类调节资源获得与边际贡献匹配的市场化收益，才能避免调峰服务沦为无偿义务，保障系统调节能力可持续供给。

极端天气场景要求调峰组合保留传统可靠容量与合理备用裕度。大范围静风、阴雨、覆冰、极端高温等极端工况，会同步压制新能源出力、抬高用电负荷，造成储能、跨省输电通道、需求响应等柔性资源全面承压。高比例新能源并网并非意味着取缔传统可靠电源与长周期调节资源，反而需要针对连续低风光出力、负荷骤增、关键输电通道故障等小概率极端场景开展系统性压力测试，筑牢系统安全运行底线。

06

把“系统友好”写成可验证的合约

风光参与调峰不应理解为风光转变为火电类可调度电源，而是风光及其组合在清晰的预测、容量、响应与安全边界内，承担部分主动下调、降低净负荷峰值及联合履约责任。其核心价值并非替代全部储能与火电，而是将“看天发电”资源改造为可上报可用功率、执行调度曲线、接受偏差考核，并与储能、需求响应、跨省通道协同运行的电力组合。

第一，建立新能源“可调节性档案”。以场站或基地为单元，逐时披露可用出力、预测区间、可下调深度、储能荷电状态及输电通道约束；仅经实测与调度核验的出力曲线，方可参与容量、备用及调峰市场。

第二，区分主动调峰与被动消纳并分账核算。主动下调依据机会成本与系统价值获取补偿；阻塞性弃电需明确阻塞成本、调度指令与替代价值；储能放电单独计入储能或风光储联合体的交付电量，杜绝重复计量。

第三，依托多时间尺度预测扩大市场参与权限。构建场站集群的区域滚动预测体系，对接日前、日内及实时市场。预测精度较高时可降低备用采购规模与偏差考核成本；遇重大气象变动，及时更新出力承诺曲线。

第四，将跨区互济纳入调峰组合规划。统筹设计省间中长期交易、现货、应急互济与通道动态增容机制，避免跨省交易仅作为富余电量外送通道；对送端基地，按风光水火储联合可用曲线开展可靠性评估。

最终，风光能否成为调峰电源的有机组成部分，不取决于装机规模，而取决于市场制度能否支撑其出具可信承诺，并将承诺转化为可调用、可计量、可结算的系统能力。唯有实现这一点，新能源才能从单纯的电量供给者，转变为新型电力系统中承担系统责任的参与者。