华东电网（涵盖沪、苏、浙、皖、闽）是中国经济活跃度最高、电力负荷最为密集的区域。在极端天气频发与电力需求结构性增长的背景下，如何在保障资源充足性（Resource Adequacy, RA）的同时，兼顾成本效益与碳中和目标，已成为该地区电力系统转型面临的核心课题。
近日，加州大学圣地亚哥分校、睿博能源智库（RAP）、卓尔德环境研究中心及复旦大学吴力波教授团队等多家机构联合撰写的研究报告指出，通过优化区域资源统筹调度和加强储能、需求响应等灵活性资源的部署和调用，可以有效提升电网供电可靠性和稳定性，并减缓对新建煤电的需求。报告通过构建小时级的机组组合与经济调度（UCED）模型，对2030年华东电网在不同充裕度相关的政策组合情景下的运行状况进行了仿真，旨在探寻保障区域电力充足的最佳路径。
模拟框架与情景设定
本研究采用基于省级节点的机组组合与经济调度模型，对2030年华东电网的夏季运行情况进行了小时级分辨率的仿真。
研究围绕四项充裕度相关的政策方案，构建了16种政策组合，探讨不同治理路径对系统资源充足性的影响：
- 跨省经济调度：对比基于中长期合同的跨省跨区刚性调度与基于区域成本最优的经济调度
- 需求响应：评估更高比例的需求侧调节潜力对系统可靠性的影响
- 规模化储能：在基准储能规模基础上，对比新型储能容量扩张后的系统表现
- 煤电装机：对比维持2025年存量规模与完成所有在建及核准煤电项目后的差异
为评估不同路径在极端情景的有效性，研究引入了模拟风光大幅减产的“气象压力”与负荷峰值高度集中的“负荷压力”。通过这种兼有政策方案与压力测试的分析，在评估经济性的同时，进一步验证了系统在多重压力交织下的韧性。
研究发现
报告模拟了2030年夏季不同压力情景下的系统表现。核心结论显示，机制优化对系统可靠性的贡献高于其余政策方案的作用：
1. 区域资源统筹调度是保障供电可靠性的核心手段
模拟结果显示，跨省跨区经济调度对降低系统缺供电量（NSE）的边际贡献最为突出。通过打破省间交易的刚性限制，推动电力资源在全区域内实现“余缺互济”与动态优化配置，华东电网在不增加额外煤电装机的前提下，即可有效化解极端天气下的电力缺口。相比之下，现行的刚性中长期交易机制在应对突发性负荷尖峰时，调节潜力明显受限。
2. 灵活性资源对新建煤电装机具有显著替代效应
研究对比分析了维持2025年存量煤电与推进全部拟在建项目两种情景。结果表明，通过强化区域调度协同并规模化部署灵活性资源，华东电网在不新增煤电装机的前提下，即可满足2030年的资源充足性要求。与之相对，盲目扩建煤电不仅会大幅抬高系统整体成本，其固有的物理调节特性还可能挤占其他本地调节资源的运行空间，导致上海、安徽等地的清洁能源弃电风险不降反升。
3. 储能与需求响应是平抑“鸭子曲线”的关键手段
受大规模光伏接入影响，2030年华东电网净负荷将呈现显著的“鸭子曲线”特征。模拟证明，在光伏出力锐减与傍晚负荷攀升重合的关键窗口期，通过释放储能容量并挖掘负荷侧响应潜力，其削峰效果及对系统出力的平稳支撑作用均优于增建煤电，是保障系统平衡、提升消纳水平的有效路径。
政策建议：构建科学、透明、市场化的资源充足性框架
基于上述分析，报告提出以下关键政策建议：
- 建立透明、常态化的资源充足性滚动分析体系。建议发改、能源部门发布标准化的资源充足性评估框架，以应对极端天气带来的不确定性。同时，应同步建立科学、公正的容量认证（Capacity Accreditation）机制并将其作为评估体系的基石，确保针对储能、需求响应及各类调节性资源在极端情况下的真实可靠性贡献进行准确量化。
- 推进华东区域电力现货市场一体化运营。完善省间与省内市场清算逻辑的衔接，实现全区域内的联合清算，从而消除省间壁垒导致的资源错配。应进一步提升省间现货市场的交易活跃度与规模，探索通过预留跨省跨区输电通道容量等方式，为现货交易提供充足的物理空间。合理放宽市场限价，通过有效的稀缺定价信号，激励各类灵活性资源自发参与跨省资源互济。
- 深化煤电定价与容量补偿机制改革。首先，应加快煤电上网电价的全面放开，逐渐取消关于中长期合同签约比例的硬性限制，避免行政性干预变相支持不必要的煤电投资。其次，现行的煤电容量电价应加速转向技术中性的竞争性容量采购机制，基于资源充足性评估确定采购规模，并向所有具备可靠性贡献的清洁资源平等开放。
- 完善虚拟电厂的市场激励与多重价值补偿机制。虚拟电厂应被视为重要的灵活性来源，而非仅作为行政调节手段。应深化零售侧分时电价改革，反映系统实际运行成本。此外，应构建多重价值补偿模型，赋予虚拟电厂参与电能量、容量、辅助服务等多元市场的平等地位，并根据其实际可靠性表现核定容量价值。
- 理顺电池储能发展的政策与激励框架。报告指出，在目前取消“强制配储”的大背景下，应转向基于市场信号的精准布控。首先，应完善区域现货市场的定位定价信号，引导储能投资流向电网薄弱环节以缓解阻塞并减少弃电。其次，应推动零售端由静态分时电价向实时电价（RTP）或尖峰电价（CPP）演进，激励用户侧储能主动调峰。最后，应稳定容量市场预期，确保新型储能在容量保障中获得与常规电源同等的竞争权与价值体现。