新能源消纳迎新规 山东电力系统升级正蓄势

　　近期，山东省能源局出台了《山东省2026年新能源高水平消纳行动方案》，该方案从电源结构优化、储能设施完善、电网建设与省内外电量平衡、用电侧响应、供电模式升级、价格机制和交易机制等各个方面制定了提高风光电消纳水平的建设性计划，这也为后续山东省电力市场的发展方向提供了政策性指引。

　　4月，凭借《山东省2026年新能源高水平消纳行动方案》(以下简称“方案”)的出台，山东成为了进入“十五五”以后首个针对新能源消纳发布政策文件的省份。长期以来，山东省既拥有国内排名前三的用电体量，也在新能源发电装机规模的扩大和电力市场化的推进进程方面遥遥领先，故此次“方案”的发布不仅是为了提高风光电消纳水平，更是立足于本省电力市场整体现状、基于搭建新型电力系统的目标而提出的全方位建设性规划，这也将给后续其他省市新能源消纳相关工作方案的制定带来一定参考意义。

　　“十四五”起，基于“双碳”目标的引导，山东省在电力市场清洁化转型方面取得了显著成效，供电侧正在逐步减少对传统煤电的依赖，以可再生能源为主的电源结构已经形成。据山东省统计局数据，截至2025年底，山东省非化石能源发电装机容量为13959万千瓦，与“十四五”元年相比已实现138.65%的增幅；同时，2025年非化石能源发电装机容量在省内总装机容量中的占比首次过半并达到了54.2%，较2021年提升了20.5个百分点。

　　而其中，光伏发电项目的布局尤其突出，这主要得益于该省坚实的经济基础和良好的光照资源条件。据国家统计局数据，2024年，山东省地区生产总值为98406.9亿元，位居各省之第三位，其在新能源发电方面的经济优势毋庸置疑；不仅如此，依据中国气象局发布的《2024年中国风能太阳能资源年景公报》，同年山东省水平面总辐照量平均值约为1432.1kWh/㎡，亦处于国内前十之列。

　　正因如此，据国家能源局数据，近几年，山东省光伏发电累计并网容量的同比增幅始终处于20%以上，截至2025年底，其达到9484.9万千瓦，在当地非化石能源发电装机容量中的份额已接近70%，且规模依然稳居各省之首。由此不难看出，光伏发电成为了当前及后期山东省电力市场着重发展且依赖度较高的新能源发电领域，庞大的装机规模、光伏既有的发电特征与山东其他存量电源供应现状相结合，共同给新能源消纳提出了越来越高的要求，“方案”的各项任务细则由此应运而生。

　　电量多、难消纳：供电侧协调与用电侧跟进需协同发力

　　消纳率低以及由此出现的大量弃风、弃光情况无疑是现阶段电力市场的主要症结之一，但对山东省而言，该现象的存在除了在一定程度上源于新能源发电项目的快速布局以外，更离不开外电供应能力的增强和终端偏低的新能源消纳水平。

　　就外电供应而言，随着2025年5月陇东-山东±800千伏特高压直流工程的竣工投产，山东正式建成了“五交四直一环网”这一全国最大的省域交直流混联电网，这也意味着其“外电入鲁”能力已接近该省用电负荷的三分之一；据山东省统计局、山东省发改委数据，2025年，山东省接纳外电量约为1702亿千瓦时，与2024年相比增加了10%。外电部分因大多已在与送端省份长期的战略合作下签署中长期购售电协议而通常优先被消纳，这也成为大量本省新能源发电市场面临弃电困境的重要原因。基于此，“方案”不仅提出要“开工鲁苏互济用电直流联网工程，提升省间互济能力”，而且进一步明确要“优化新能源参与省间市场政策，推动扩大外送规模”，并制定了5.5亿千瓦时的省外消纳目标，山东省电力市场长期以来的纯受端定位将逐渐得到转变。

　　就本省用电侧消纳而言，终端用户绿电使用量的增加是直接推动新能源发电消纳率提升的关键，基于山东省当前存在的新能源发电就近消纳难度大、部分大型自备电站不接入公网且自发自用等现状，“方案”指出，一方面，要对重点用能行业的绿色电力消费比例分解制定明确目标，并“持续推动魏桥、信发等电解铝负荷接入公用电网，鼓励自备机组‘少发多购’”，另一方面，全面促进就近消纳，既要推广源网荷储一体化，“探索发展‘新能源+新型储能’‘新能源+生物质’‘新能源+分布式燃机’”，也要积极通过绿电直连等降本增效模式刺激终端的新能源消纳积极性，“支持战略性新兴产业、出口外向型企业开展绿电直连，打造一批典型项目”。

　　但毫无疑问的是，本省供需关系稳定性的增强是山东电力市场可扩大省外消纳规模的必要前提，源网荷储一体化模式更需辅以发展储能设施、建设调节性电源项目并保障其生存空间等措施的辅助。

　　波动性大：稳调节、提储能、重算力、改机制多措并举加强电力稳定性

　　随机性和波动性是新能源发电无法避免的问题，这一点在光伏发电规模较大的山东省体现得尤为明显。受光照变化影响，山东省电力供应水平存在明显的周期性波动，正因如此，其电力现货市场不仅频繁面临负电价情况，而且呈现出了非常典型的“鸭型”曲线。据山东电力交易中心数据，2026年一季度，山东省电力市场实时市场统一结算点负电价出现的天数在季度内总天数中的占比高达76%；以1月1日为例，当天其实时市场统一结算点电价最高值出现在1:00，最低值出现在光照资源最为充足的11:00-15:00，日内极差高达581.07元/兆瓦时。

　　供电稳定性和价格稳定性的欠缺成为抑制该省新能源发电市场份额提升的关键因素，故为了改善这一情况，其一，煤电、气电、抽水蓄能等调节性电源的稳定保障和顶峰补充不可或缺。“方案”表示，要“加快存量煤电机组灵活性改造”，“推动已纳规火电项目加快建设，全年建成大型煤电机组200万千瓦以上、燃机100万千瓦左右”，“加快抽水蓄能建设”；鉴于调节性电源通常不会持续高负荷运行，为了保障其生存和获利空间，“方案”不仅强调通过容量电价机制、可靠容量补偿和运行成本补偿机制等支持调节性电源的发展，更进一步开拓了传统煤电企业的后续生存空间，“支持煤电企业因地制宜利用关停机组腾出的土地、设备等建设调相机，为电网提供电压支撑和转动惯量”。随着这些举措的落地，调节性电源项目的盈利压力有望得到有力缓解，早期主攻电量服务的煤电机组的收益来源也将更多转变为容量辅助服务。

　　其二，各类储能措施的跟进不仅可灵活调节不同时段的供需关系变化，而且可最直接地减少弃风、弃光情况。对于山东省而言，将午间过剩的绿电储存下来并用于光照不足的晚间是稳固电力系统、平抑电价波动的有效方式，基于此，“方案”不仅“鼓励煤电机组通过电锅炉、熔盐储热等热电解耦技术增加灵活调节能力”，更明确指出要提速新型储能设施的建设，力争年内“全省新型储能装机达到1400万千瓦左右”；在此基础上，为了提高储能的入市盈利水平，该“方案”还对新型储能市场机制的健全计划进行了重点强调，尤其指出要“研究优化电力现货市场电能量申报及出清价格下限，逐步拉大充放电价差”，这一关键性措施料将给长期以来因充电量低、经济性不足而缺乏营运积极性的储能市场注入更多活力。除了常规的调节性电源和储能设施以外，山东省还将运用V2G项目进一步增强电网的顶峰调节能力，力争“全年改造新建各类充换电示范站80座”。

　　不可否认，源网荷储一体化模式的发展必需伴随人工智能模型的调度和虚拟电厂的推进，此外，“方案”所强调的“推动调频辅助服务、现货电能量市场联合出清”等行动计划更是对算力提出了极高的要求，正因如此，山东省也在此次方案中表示，需“提高电力系统模拟仿真和稳定运行控制能力”，同时打造城市级、园区级、社区级虚拟电厂，“实现40家虚拟电厂常态化参与电力市场，调节能力达到150万千瓦”。

　　各项政策共推进新能源发电有望进一步“施展拳脚”

　　从“十四五”末期开始，山东省按部就班地推出了针对新能源发电入市、消纳等方面的一系列发展政策。例如，2025年7、8月，《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》和《山东省新能源机制电价竞价实施细则》相继发布，年底，省发改委进一步出台了《关于2026年新能源机制电价竞价工作有关事项的通知》，新能源发电的全面入市逐步成为新常态，且在该市场化推进的过程中，越来越多的工商业、户用非自然人等分布式光伏项目将逐步被划为机制电价的执行范围以外，相关规定正在给分布式项目的运营和获利带来更大的挑战。进入2026年以后，在“方案”的指引下，山东省发改委、山东省能源局已进一步出台《山东电力市场规则(试行)》(2026年4月修订版)，该规则不仅对各电源机组的中长期交易、现货交易等进行了细致规定，而且也包含“方案”所强调的发电成本机制、容量补偿机制等辅助电力系统升级的配套措施。因此后续来看，预计山东省有望陆续就“方案”所提及的重点用能企业绿电消纳、鲁苏互济、储能设施建设、调频辅助服务与现货电能量市场联合出清等规划制定更加明确的转向措施，届时随着各项政策的共同推进，鲁内新能源消纳和电力系统升级有望逐步取得质的突破。