山东的电力发展与挑战
山东是中国最重要的电力负荷和生产省份之一，也是观察中国低碳转型与电力保供关系的典型地区。作为全国用电前三的省份，山东用电特征以重工业为主导且需求持续增长。在工业用电基数与夏季空调需求上升的共同作用下，全省最高峰值负荷已超过1.302亿千瓦。当前，该省新能源装机持续高速增长，正与传统电力系统的运行模式及既有资源结构形成日益突出的矛盾。
山东省光伏装机容量从2015年的1.3GW增长至2025年的约93GW，累计装机居全国首位。这一增长是多重机制共同推动的结果：早期光伏补贴和相对稳定的上网收益降低了项目投资风险，后续整县屋顶光伏开发打开了县域和农村屋顶资源，工商业园区和企业屋顶为分布式光伏提供了大量应用情景，电网接入和电量收购机制则支撑了项目快速并网。到2025年，山东光伏装机中约三分之一为集中式光伏，其余主要为分布式光伏。
为缓解高新能源并网产生的系统调节压力，山东逐步扩大了新型储能的应用规模。依托容量补偿与现货市场交易等相关配套政策，全省新型储能装机呈现明显的上升趋势。从2022年至2025年，全省新型储能装机由不足2GW增长至11.2GW，位居全国第一。此类涵盖电化学、盐穴压缩空气、熔盐储能等新型储能设施，主要通过在午间光伏出力高峰时段充电、在晚高峰时段放电的灵活运行，为系统实时平衡提供了基础的物理支撑，进而与新能源的出力特性形成有效的调节合力。
伴随新能源与新型储能装机规模的持续扩张，存量火电机组与新兴主体的统筹协调范式已成为决定系统灵活运行水平及资源充裕度经济性达成的核心变量。如下图所示，尽管山东煤电装机已降至50%以下，全省总发电量中火电机组占比依然接近70%（含少量气电）。庞大的火电装机容量，叠加当前刚性调度模式的掣肘，使得山东电网在实际运行中依然面临弃电及系统灵活性不足等结构性挑战。这不仅造成了清洁能源的资源浪费，更推高了系统的整体运行成本和容量保供成本，最终以更高的电价形式转嫁给终端电力消费者，阻碍了新型电力系统向更具经济效益的保供体系转型。[注：山东省“十四五”期间未公布火电装机数据。本文根据山东省统计局公布的2025年末非化石能源装机容量（13,959万千瓦，占总装机54.2%），结合核电、生物质等电源规模估算火电装机约108GW。其中，天然气发电装机规模较小且未见官方数据，本文依据已投运燃气发电项目公开资料估算约为5GW，其余视为煤电，即约103GW。]
山东发电结构中还存在较多中小煤电机组。山东工业园区、化工园区、造纸、纺织、食品加工等用热行业分布广，长期需要稳定蒸汽供应；同时，北方城市冬季还存在集中采暖需求。因此，许多地市早期建设了大量中小型热电联产机组，用于就近供电、供汽和供热。这类机组在保障地方工业和民生用热方面曾发挥重要作用，但在高比例新能源系统中，其问题也更加突出：机组容量小、煤耗偏高、调节范围有限，且受供热负荷约束，难以灵活跟随净负荷变化。随着山东光伏快速增长，中午低净负荷时段需要煤电深度下调，而晚间又需要快速爬坡；大量中小热电机组既增加了系统下调难度，也较难提供高质量的晚高峰容量支撑。山东现行政策也明确将小煤电退出作为煤电结构优化的重要方向，提出在确保电力、热力稳定接续供应的前提下，到2025年除供热背压机组外，全省30万千瓦以下发电机组基本退出。
传统电力系统的资源充裕度规划以“静态容量保供”为核心，仅需确保最高负荷时段具备足够的可用容量与备用裕度，即可兜底全年的供电安全。然而，随着新能源的接入，电网保供风险的特征正在发生演变——由传统的“单一尖峰容量短缺”向“净负荷陡升时段爬坡受阻”扩散。特别是在傍晚光伏出力快速衰减等净负荷激增时段，即便系统静态可用容量充裕，若机组的实际爬坡速率无法匹配净负荷的攀升速率，依然会引发电力缺口。这意味着，爬坡速率也成为了资源充裕度的重要环节，对灵活性资源的动态调节能力提出了更严苛的要求。
山东的资源充裕度问题还具有明显的空间特征。全省16个地级市在负荷规模、电源结构、新能源资源、储能配置和输电位置上差异较大。鲁西、鲁北地区如滨州、聊城、德州等城市煤电和工业负荷占比高，是省内传统电力生产和负荷区域；鲁中地区如济南、淄博、潍坊、泰安既承担较高负荷，也位于省内电力流动的重要通道；胶东半岛的青岛、烟台、威海同时具有较高用电需求、新能源开发潜力和跨省来电消纳需求；鲁南的临沂、济宁、枣庄、日照等城市在负荷增长、煤电布局、外来电落点和省内输电支撑方面具有不同程度的重要性。因此，仅从省级总量判断山东的资源充裕度是不够的。即使全省装机容量和电量供给在总量上看似充裕，局部城市仍可能因为本地可调节电源不足、储能配置偏少、新能源出力，或跨市输电通道受限，在特定小时出现资源充裕度风险。例如，高负荷或高煤电出力城市可能面临煤电退出后的容量替代压力；高光伏装机但储能不足的城市可能在中午出现消纳压力、在晚高峰仍需外部支援；跨省直流落点及其周边城市则可能在外来电中断时暴露出更强的供电缺口。因此，本报告采用地级市节点模型，而不是仅采用省级总量模型，以识别山东低碳转型过程中可能被省级平均值掩盖的局部风险。
与此同时，山东越来越依赖跨省来电来平衡省内资源和负荷的时空错配。经过多年“外电入鲁”建设，山东已经形成多条跨省交直流通道并行的受电格局。2024年，山东接纳省外来电1547.7亿千瓦时，占全省全社会用电量的18.6%；迎峰度夏高峰期，山东每用10度电就约有3度来自省外。这些跨省通道提高了山东在夏季高峰期调用省外资源的能力，但也使系统对关键通道的可用性更加敏感。特别是在晚高峰、低风低光或省内可调节资源不足的时段，若主要直流通道发生闭锁，受端城市及省内潮流转移节点可能迅速暴露出局部供电缺口。因此，本研究在主情景之外进一步设置跨省直流闭锁测试，用于评估外来电中断对地级市资源充裕度的影响。
研究方法描述
模型和数据
本研究采用机组组合与经济调度模型（UCED）评估山东省2030年夏季的资源充裕度。模型以山东省16个地级市为节点，刻画各地市电源结构、负荷需求、储能充放电、风电和光伏小时可用出力、跨市输电约束以及跨省来电等关键运行特征。模型时间分辨率为小时，研究时段选取2030年7月和8月中的连续四周（共28天），重点关注山东迎峰度夏期间可能出现的供电压力。UCED模型以周为单位进行求解，每次模拟连续168小时（7天）的机组组合与经济调度。与容量扩张模型不同，本研究不优化新增装机规模，而是在给定2030年电源装机、储能配置和输电条件下，通过逐小时调度推演检验系统能否满足负荷需求，并识别潜在的供电缺口、碳排放变化、弃风弃光、发电结构和线路利用。
模型以系统运行成本最小化为目标，各类机组按照运行成本和技术约束进行调度，风电和光伏受逐小时可用出力限制，储能可以在不同时段充电和放电，跨市线路受到传输容量约束。其中，未供应电量（NSE）被设置为带有高惩罚成本的松弛变量，用于刻画在极端紧张时刻系统未能满足的负荷需求。本报告聚焦山东省内跨市电力资源协调运行与资源充裕度分析，不涉及发电资源扩张优化。各类发电技术装机容量均视为外生输入参数，跨省输电规模亦作为外生条件处理，不在模型中进行内生优化。通过比较不同情景下的最大小时NSE、日内调度结构、风光弃电率、CO₂排放和线路利用率，本文评估山东省2030年在不同煤电、风电、光伏和储能发展路径下的资源充裕度与低碳转型风险。
需要说明的是，300MW级煤电机组在山东仍承担较重要的供热功能，在低碳转型路径下，本文没有简单地将其退出。根据一份关于山东300MW级煤电机组优化发展的研究，山东省300MW级煤电机组超过90%为供热机组，即抽凝机组，该类机组会逐步增加工业供热能力[1]。因此，在低碳转型路径中，本文将300MW视为可改造为工业供热机组的资源。考虑工业供热约束对抽凝机组发电能力的影响，本文假设此类机组在夏季的最大发电能力按装机容量的80%计入模型。在煤电机组灵活性参数方面，由于山东省公开数据有限，本文参考山西、陕西、安徽等省现货市场规则中对机组启停约束的设定，将火电机组的最小连续开机时间和最小连续停机时间分别设定为24小时和6小时。该假设用于避免模型出现过于频繁的机组启停。
电力负荷数据以小时尺度构建。基准小时负荷曲线来源于电查查发布的山东电网直调负荷数据；作者在整理原始数据后，依据山东省历史月度全社会用电量对直调负荷曲线进行逐月放大，从而得到小时级全社会用电量序列。未来五年的负荷增长率设定为5.4%。主要模型参数，包括各类发电机组数据、跨市输电线路、跨省输电量数据等，均由作者基于公开资料收集、清洗和汇总，具体数据源、处理方法和数据总结见报告附录。
本研究特别关注山东“迎峰度夏”的保供能力。7—8月高温天气下，山东峰值负荷通常出现在晚上7—9点，而此时光伏出力已经大幅下降。仅从装机容量难以判断系统在所有时段的充裕度；只有通过小时级连续调度，才能观察日间光伏高出力、晚间负荷峰值、储能跨时段转移以及跨市电力支援之间的关系。因此，本文的模型结果重点用于分析2030年夏季高负荷时期的运行风险，而不是预测全年运行情况。
情景构建
本研究构建了一个电源转型情景矩阵（见表2），用于评估不同电源结构路径下山东省2030年夏季资源充裕度表现。情景矩阵围绕2030年时煤电、储能、风电和光伏四类资源装机量展开，每类资源均设置基准路径和低碳转型路径两种取值，并分别用0和1表示，共形成16个情景。本文采用C-S-W-P四位编码表示具体情景，其中C、S、W、P分别代表煤电、储能、风电和光伏。例如，C0S0W0P0表示四类资源均采用基准路径，作为基准情景；C1S1W1P1表示煤电退出、储能扩张、风电扩张和光伏扩张同时发生，作为综合低碳转型情景。详细的数据设定方法和假设请参见附录。
需要说明的是，编码中的“1”并不都表示装机相较于编码“0”的增加。对于储能、风电和光伏而言，1表示更积极的扩张路径；但对于煤电而言，1表示煤电收缩发展与功能转型路径，即不再纳入核准和预核准煤电项目，并进一步考虑小机组退役和部分抽凝机组供热改造后的发电能力下降。这样的设计既可以比较单一技术路径对资源充裕度和排放的影响，也可以识别煤电收缩与风光储扩张之间的组合效应。
此外，本研究在综合低碳转型情景（C1S1W1P1）基础上进一步开展两类压力测试：一是跨省直流闭锁，用于评估外来电通道中断对地级市资源充裕度的影响；二是极端气象，即将风电和光伏逐小时可用容量因子下调，以模拟低风速和低日照条件下的新能源出力下降。两类测试均不改变装机设定，主要用于考察系统在关键扰动下的稳健性。
模型结果
展示了在煤电低碳转型路径下，不同储能、风电和光伏组合对山东省最大小时未供应电量的影响。NSE表示每小时未能满足的负荷需求。该指标反映的是2030年夏季典型四周内，系统在最紧张小时的供电缺口，而不是四周的累计缺电量。在煤电可用容量收缩后[1]，如果储能、风电和光伏均保持基准设定，山东省最大小时未供应电量达到6,091MWh。这说明在C1路径下，仅依靠基准水平的风光储配置，系统难以完全弥补煤电容量下降带来的高峰供电缺口，夏季高负荷时段存在明显的资源充裕度压力。[注：煤电可用容量的收缩，是指煤炭低碳发展路径相比于煤炭基准路径下的收缩，不是指2030年装机相对于2025年装机的下降。]
从单一技术扩张的作用看，风电、光伏和储能均能降低最大NSE，但效果差异明显。当储能、风电和光伏均保持基准设定时，山东省最大小时未供应电量达到6,091MWh，说明在煤电扩张收缩后，系统在夏季高峰时段存在明显的资源充裕度压力。单独扩张光伏后，最大NSE降至5,306MWh；单独扩张风电后进一步降至4,910MWh。二者均有助于缓解资源不足，但在不增加储能的情况下，仍无法消除最紧张小时的供需缺口。尤其是山东夏季峰值负荷通常出现在晚上8—9点，已错过光伏出力时段，因此单独增加光伏对最大缺口的缓解作用相对有限。相比之下，风电在部分晚高峰时段仍可能提供出力支撑，因此其削减最大NSE的效果强于光伏。储能扩张的作用则更为显著，单独扩大储能后最大NSE降至3,255MWh，低于单独风电或单独光伏扩张情景，说明储能提供的跨时段转移电量，在夏季晚高峰期间提供更直接的容量支撑。[注：风电、光伏和储能容量的扩张，是指其在低碳发展路径相比于其基准路径下的扩张，不是指2030年装机相对于2025年装机的扩张。]
组合情景进一步显示，风电、光伏和储能之间存在明显协同效应。在不扩张储能的情况下，同时扩张风电和光伏可将最大NSE降至3,718MWh，但由于出力时序与负荷高峰并不完全匹配，仍无法完全消除切负荷。加入储能后，系统资源充裕度明显改善：储能与风电扩张组合下，最大NSE进一步降至1,269MWh。
最重要的是，当储能、风电和光伏同时扩张时，山东省最大NSE降至0MWh。这意味着在本研究模拟的2030年夏季典型四周内，C1煤电低碳转型路径并不必然导致切负荷；但前提是风电、光伏和储能需要同步达到更积极的扩张水平。换言之，对于缓解退煤带来的资源充裕度风险，关键不只是增加可再生能源装机，而是形成“风光电量供给+储能峰时支撑”的组合能力。
城市碳排放格局
下图展示了2030年夏季连续四周内（七月至八月），山东省16个地级市在不同组合情景下的电力供应侧的CO₂排放水平。需要强调的是，本图反映的是模型模拟窗口内的运行排放，而不是全年排放总量。因此，该图的主要意义不在于给出各地市年度排放规模的精确估计，而在于揭示不同情景下，山东省电力排放的空间分布特征和情景响应方向。
总体来看，山东省电力排放呈现出高度稳定的空间集中格局。无论情景如何变化，滨州、聊城和烟台始终是排放最高的三个城市。在基准情景下，滨州在夏季四周内CO₂排放约为9.37百万吨，明显高于聊城的5.26百万吨和烟台的5.02百万吨。德州、青岛、泰安、威海等城市在多数情景下排放水平较低。
风电、光伏和储能扩张对降低排放具有较稳定的作用。单独风电扩张情景下，几乎所有城市排放均低于基准情景；单独光伏扩张也呈现类似方向，但下降幅度略小。相比之下，单独储能扩张对排放格局影响有限。这与储能的技术属性一致：储能本身不产生低碳电量，其减排作用主要依赖于是否能够促进风光消纳和减少煤电出力。
值得注意的是，煤电扩张的收缩的影响并不单向。单独煤电退出情景下，烟台、济宁、淄博、潍坊、威海等城市排放下降，但滨州、聊城、济南、日照、枣庄、青岛等城市反而上升。例如，聊城排放由5.26百万吨上升至5.60百万吨，济南由2.71百万吨上升至3.02百万吨。这表明，在仅收缩部分煤电容量、而风光储没有同步扩张的情况下，剩余煤电机组承担更高出力，发电压力向部分高排放节点集中。换言之，煤电退出的运行减排效果并不仅是由装机容量变化直接决定的，而是取决于低碳替代资源是否足够、其出力是否与负荷时段匹配，以及电网是否能够支持跨区域电力转移等多重因素的协同。
从组合情景看，排放最低的几个情景都包含风电扩张，并且通常叠加光伏扩张或煤电扩张的收缩。综合低碳转型情景下，全省四周总排放约为39.16百万吨，低于基准情景的43.18百万吨；其中烟台从基准情景的5.02百万吨降至4.05百万吨，淄博和威海也降至不足0.9百万吨。不过，滨州和聊城在所有情景下仍保持较高排放，说明高排放城市的结构性压力不会仅靠省级层面的风光储扩张自动消除。
总体而言，山东2030年夏季电力排放的变化不是简单由煤电装机规模决定，而是由煤电空间布局、风光出力、储能调节和跨市调度共同塑造。风光扩张能够稳定降低排放，储能的减排作用更依赖于与风光协同，而煤电扩张收缩若缺乏同步替代资源，则可能造成局部排放反弹。
调度结构对比
下图对比了一个典型日的山东省在基准情景和综合低碳转型情景下的24小时省级调度结果。该图进一步解释前述结果中的两个关键机制：一是低碳转型如何改变山东省日内供电结构；二是风光储扩张如何缓解高峰时段的资源充裕度风险。
在基准情景下，煤电在全天大部分时段保持较高出力，是满足基础负荷和晚高峰负荷的主体电源。光伏在白天、尤其是中午时段压低煤电出力；但在傍晚以后，随着光伏出力快速下降，系统再次依赖煤电、跨省输电和储能放电来满足负荷需求。
综合低碳转型情景下，煤电出力整体低于基准情景，尤其是在白天光伏高出力时段，煤电被压低；与此同时，白天光伏出力抬升，推动系统在10—16时左右形成较低的净负荷区间，并伴随更多的储能充电；晚间20—22时附近，储能转为放电，同时天然气和风电出力也有所增加，与跨省输电和剩余煤电共同支撑负荷高峰。山东夏季的主要供电压力并不发生在光伏出力最强的中午，而是出现在光伏快速下降后的晚间高负荷时段。
跨城市输电线路利用率
下图对比了基准情景和综合低碳转型情景下，山东省跨城市输电线路的利用率。总体来看，两种情景下省内跨市输电网络整体没有出现系统性满载，但是少数关键通道承担了更高的电力转移压力。在基准情景下，跨市线路平均利用率为31.3%。其中，德州—济南线路利用率最高，达到84%；青岛—烟台、潍坊—淄博、东营—潍坊等线路利用率也超过60%。这说明在基准装机和调度结构下，山东省内电力流动主要集中在连接鲁西北、胶东和中部负荷区域的线路。相比之下，其余大量线路利用率低于30%。综合低碳转型情景下，跨市线路平均利用率上升至34.5%，较基准情景提高约3.2个百分点。风电、光伏和储能扩张以及煤电出力结构变化，会增加跨市电力交换需求。部分线路的利用率明显提高，例如泰安—淄博由18%上升至43%，济南—临沂由43%上升至52%，滨州—淄博由58%上升至64%。在综合低碳转型情景下，电力从资源较丰富或调节能力较强的城市向供小于求的城市转移的需求增强，部分原本利用率较低的线路也开始承担更重要的调度功能。不过，综合低碳转型并没有简单地使所有线路利用率上升。部分高利用率线路反而有所下降，例如德州—济南由84%降至79%，青岛—烟台由73%降至61%，青岛—日照由47%降至42%。随着风光出力和储能布局变化，部分地区可以更多依靠本地或邻近资源满足负荷，从而降低对原有高利用通道的依赖。该图的另一个重要信息是，即使在综合低碳转型情景下，最高线路利用率仍未达到100%。这意味着，从省级平均意义上看，本研究设定下的跨市线路并不是普遍性的绝对瓶颈；但少数高利用率通道仍可能在关键小时对资源充裕度产生约束。
可再生能源弃用率
下图展示了C1煤电扩张收缩路径下，不同储能、风电和光伏组合对应的风光弃用率。整体趋势呈现出风光与储能配置的显著交互效应。在无储能扩张时，同时扩大风光装机情景（C1-S0-W1-P1）的各城市风光弃用率最高，省弃用率达9.29%；而扩张储能但不新增风光的情景（C1-S1-W0-P0）弃用率最低，仅为2.93%。储能对弃电率具有明显的抑制作用：在风光扩张时，扩张储能（C1-S1-W1-P1）相比不扩张储能（C1-S0-W1-P1）使省风光弃用率下降约1.3个百分点。
风光弃用率呈现明显空间差异。潍坊是最突出的高弃用城市，在所有情景下均显著高于其他地市；在C1S0W1P1情景下，其弃电率超过20%；在综合低碳转型情景下接近19%。这主要与潍坊的资源和装机结构有关：潍坊光伏装机规模较大，但储能配置相对不足，导致中午光伏高出力时段的富余电量难以充分转移到晚高峰或其他时段消纳。这一现象表明潍坊的“高光伏装机—低储能支撑”之间的不匹配，以及本地可再生能源出力与电网消纳能力之间存在较大矛盾，在规模化风光扩张情景下尤为明显。潍坊是潜在的山东2030年新能源消纳压力最集中的节点。临沂、枣庄、烟台等城市在部分情景下也出现较高弃电率，但持续性和幅度均低于潍坊。相比之下，滨州、德州、威海等城市的弃电率在各情景下均保持在较低水平（最高不超过8%），体现出较强的系统消纳能力。
跨省直流闭锁下的资源充裕度风险
在正常运行条件下，C1S1W1P1综合低碳转型情景可以将山东省最大NSE降至0 MWh；但一旦发生跨省直流闭锁，系统会重新暴露出明显的资源充裕度风险，如下图所示。不同直流线路闭锁造成的影响具有明显空间差异。威海是所有闭锁情形中最严重的单点缺口。鲁固直流闭锁时，威海最大小时未供应电量超过3,000MWh。
不同直流闭锁后的影响范围和空间分布差异明显。昭沂直流和银东直流闭锁时，最大切负荷均出现在其受端换流站所在城市：昭沂直流受端位于临沂，闭锁后临沂最大小时未供应电量接近2,900MWh；银东直流受端位于青岛，闭锁后青岛最大小时未供应电量也接近2,900MWh。这说明这两条直流对落点城市的供电支撑作用较为直接，闭锁风险首先在受端城市放大。不过，影响并不局限于单一城市。昭沂直流闭锁时，东营、日照和淄博也出现切负荷；银东直流闭锁时，东营和日照同样受到影响，说明直流闭锁后的缺口会通过省内电网平衡进一步传导到其他节点。
相比之下，陇电入鲁和鲁固直流闭锁后的最大切负荷并未出现在受端换流站所在城市。陇电入鲁受端位于泰安，但闭锁后最大缺口出现在济南，约为2,400MWh，同时东营、淄博、日照、德州和滨州也出现不同程度切负荷。鲁固直流受端位于潍坊，但闭锁后最大缺口出现在威海，超过3,000MWh，东营也出现明显缺口。这表明部分直流通道接入山东后，其电力并不是只用于支撑落点城市本地负荷，而是通过省内交流网络进一步向其他负荷中心或薄弱节点转移。因此，直流闭锁的最大风险点不能仅根据换流站落点判断，还取决于省内潮流分布、城市本地资源条件和跨市输电能力。
东营在所有直流闭锁情形下均出现切负荷。该城市的风险并不依赖于单一外来电通道，而更可能反映其本地资源、负荷和省内转供能力之间的结构性紧张。一旦跨省来电减少，东营都会成为较早暴露缺口的城市之一。
进一步的储能敏感性测试显示，当电池储能装机提高至政府规划目标的1.2倍时，上述直流闭锁情形下的电量缺口均可消除。这表明，直流闭锁下的资源充裕度风险并不主要来自装机总量不足，而是来自电量在时间上的错配。电池储能扩容后，日间或低负荷时段的富余电量能够更有效地转移至晚高峰和直流线路故障后的紧张时段，从而消除切负荷。
此外，本文的输电网络结构未纳入尚未开建的鲁苏背靠背联网工程，即山东临沂兰陵—新建换流站—江苏宿迁姚湖500kV交流线路。鲁苏互济通道与远距离直流送电不同，其作用主要在于提高相邻省级电网之间的双向功率支援能力和扰动后的潮流重分配能力。由于该线路的具体接入位置、输电容量和运行规则尚未形成可参数化的完整公开信息，本文未将其纳入2030年模型。若该通道在2030年前具备实际调度能力，临沂市及周边区域在晚高峰和直流闭锁扰动下的局部资源充裕度风险可能会有所降低。
极端气象下的资源充裕度风险
本研究进一步测试系统在极端气象条件下的资源充裕度。假设低风速和低日照同时、持续发生，风电和光伏电站逐小时可用容量因子分别降至真实值的75%。系统未出现切负荷，说明综合低碳转型情景在适当的风光出力下降时仍具有较好韧性。 但当风光逐小时可用出力进一步降至真实值的50%时，东营和日照开始暴露资源充裕度风险。其中，东营最大小时未供应电量达到1,825MWh，日照则达到1,429MWh。该结果说明，山东2030年综合低碳转型情景在适当气象波动下具备保供能力，但在极端低风光出力时，局部城市的备用容量、储能持续放电能力和跨市转供能力仍需关注。
政策推荐
建立公开透明的滚动式资源充裕度评估机制
伴随新型能源体系的快速变革，亟待由国家发改委与国家能源局牵头，并联合电网企业，建立健全标准化、透明化的滚动式资源充裕度评估机制。该机制对于守住系统运行可靠性底线至关重要。为此，我们提出以下建议：
(1)深化极端气象条件下的系统抗压性模拟。模型需显性刻画并重点推演持续高温且无风等复合极端天气下的实际运行情况。应采用多气象年（Weather Year）数据进行深度模拟，并充分评估未来极端天气频率增加对电网资源充裕度的叠加冲击。
(2)开展细化灵活性需求的分类与定量测算。重点针对波动性可再生能源（VRE）预测误差、快速爬坡等具体情景下的调节需求进行精准量化，确保系统具备足够的动态调节能力。
深化容量机制改革，建立技术中立的灵活性激励框架
基于资源充裕度分析所识别的容量及灵活性缺口，建议设计公平、透明、技术中立的激励机制，引导各类调节资源以系统最优成本予以弥补。为此，我们提出以下建议：
(1)构建科学严密的有效容量认证（Capacity Accreditation）机制。改革传统粗放式的容量核算方式，引入基于资源充裕度分析的定量评估方法。针对大型独立储能、虚拟电厂及存量煤电机组，应依据其在用电高峰及系统承压时段的持续顶峰出力特征，科学折算其置信容量，以此作为衡量其系统支撑能力的核心标尺。
(2)针对特定灵活性缺口创新市场交易产品。顺应新型电力系统的运行需求，通过设计具有针对性的辅助服务或灵活性交易产品，对能够提供快速爬坡、快速频率调节等关键系统调节支撑服务的资源给予合理补偿。
(3)统筹推进容量补偿机制的经济性比选与市场化转型。将各类调节资源置于统一的成本效益衡量框架内，以客观评估其系统价值。在起步阶段，可将新建煤电的高额资本开支、存量煤电深度调峰的寿命损耗，与大型独立储能及需求侧响应的极低边际成本进行全生命周期的经济性比较。面向中期规划，应加快建立竞争性的容量采购机制，逐步消除对煤电的不合理补贴，推动具有成本优势的灵活资源实现规模化部署。
完善现货市场机制，深度释放新型调节资源价值
现货市场是传递供需稀缺信号、激发系统调节潜力的关键枢纽。通过优化市场机制设计，能够有效突显各类灵活性资源的稀缺价值。为此，我们提出以下建议：
(1)适度放宽现货市场过严的价格上下限管控。建议逐步放宽受限的省内及区域现货市场价格区间。通过深化午间负电价与傍晚尖峰电价的峰谷价差，为独立储能等资源的日内灵活套利提供更为充足、明确的价格激励信号。
(2)充分发挥新型资源对时段性供需矛盾的调节作用。在午间新能源大发且电价处于低谷（或负电价）的时段，依托清晰的价格信号引导储能集中充电与负荷主动提升，以有效消纳富余绿电；而在傍晚系统面临净负荷急剧爬坡或因极端天气导致供需吃紧、价格高企的关键节点，通过激发储能顶峰放电与需求侧主动削减或转移负荷，精准填补电力缺口。
全面增强跨省跨区交易与调度灵活性
统筹优化跨区跨省电力互济能够释放巨大的系统红利。为切实打破市场壁垒，提升省间输电的运行实效及应对极端事件的互济能力，提出以下建议：
(1)逐步放宽并优化跨省优先计划电量约束。建议打破跨省优先送电曲线的刚性执行模式，允许并鼓励调度机构依据实际供需对送受电曲线进行动态优化。在交割机制层面，推动从僵化的日内刚性曲线分解约束向时间跨度更广的宏观约束过渡，例如探索仅保留日度或月度总电量交割限制的柔性结算模式（如参照南方电网的日电量约束经验）。
(2)稳步扩大省间现货市场的交易规模与额度。探索释放更高比例的跨省输电通道容量专用于短时现货交易。通过完善的市场信号，激励送端省份在新能源出力富余时段主动增加外送，同时引导受端省份在晚高峰等系统承压时段通过市场化溢价获取跨区顶峰支援，全面跃升跨区域的资源配置效率与电网协同保供能力。