新疆电网新型储能装机规模达2015.04万千瓦/7053.76万千瓦时

《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》提出“加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系”“推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源”“着力构建新型电力系统”。

新疆正在打造全国能源资源战略保障基地，新能源发电装机规模持续扩大，截至2025年年底已超1.6亿千瓦，占电源总装机的比重超60%。面对新能源高比例并网带来的系统调节压力，国网新疆电力有限公司加快调节能力建设，着力突破新能源高比例并网安全约束瓶颈，构建新型电力系统。

伴随新能源高比例并网，新疆迫切需要提高电力系统调节能力

在新疆，新能源发电出力呈现“春秋大、冬夏小”的特性，与电网夏冬负荷高峰形成季节性错配，加之日内波动幅度大，对调峰调频资源需求大。

目前，新疆煤电机组灵活性改造仍有空间；水电调节能力受季节影响显著，冬季调峰能力下降明显；已投产的抽水蓄能电站发挥主要的长时调节作用，在建及规划站点布局加快完善，长时调节储备能力仍需持续补强；新型储能装机居全国各省份前列，以集中式为主，用户侧、共享储能等应用场景有待拓展，主要集中在北疆，南疆的新能源基地调节资源存在缺口。

新疆新能源大规模并网与电网承载力不匹配问题日益凸显。哈密、昌吉等地区局部电网存在“电源过载、通道拥堵”现象，输电能力有待提升。电源出力波动性强，电网调峰能力不足。传统火电调节空间有限，系统惯性下降。新能源发电的波动性影响着疆电外送通道的利用率，系统稳定控制难度增加。

创新调节能力评估方法，构建多元调节资源体系

近年来，国网新疆电力在提高系统调节能力方面积极研究探索，创新调节能力评估方法，科学界定新能源并网安全边界与调节需求，构建多元调节资源体系，提升电网安全稳定运行水平与新能源接纳能力。

煤电灵活性改造筑牢基础调节能力。目前，新疆已累计完成87台总装机规模3683万千瓦的煤电机组灵活性改造，改造后的机组具备20%及以下额定容量深度调峰能力。昌吉—古泉±1100千伏特高压直流输电工程的配套电厂完成17台66万千瓦机组改造，新增调峰能力196万千瓦，相当于为当地风电、光伏发电腾出同等规模的发电空间。

新型储能规模化发展增强灵活调节能力。截至2025年年底，新疆电网新型储能装机规模达2015.04万千瓦/7053.76万千瓦时，形成新能源配建储能与独立储能多元互补的发展体系。2025年新型储能累计充电电量91.0亿千瓦时、放电电量77.0亿千瓦时，等效利用小时数达1733小时，有效平抑风光发电波动。技术路线涵盖磷酸铁锂、全钒液流、压缩空气等多种类型，构网型储能、长时储能技术加快推进试点应用。

抽水蓄能建设补强长时调节短板。阜康抽水蓄能电站作为西北地区首座投产的抽水蓄能电站，双向调节能力达240万千瓦，每年可促进超26亿千瓦时清洁电量消纳。目前，哈密、和静抽水蓄能电站正在建设，高昌、额敏等抽水蓄能电站的前期工作也在加快推进。

负荷侧资源挖掘拓展调节空间。新疆落实《电力需求侧管理办法（2023年版）》，推动需求侧资源以虚拟电厂方式纳入电力平衡，发布《新疆电力负荷管理实施细则》，建立需求响应补贴机制，推动工业负荷、新能源汽车充电负荷参与响应。

跨省互济机制缓解本地调节压力。新疆依托750千伏骨干网架与西北主网紧密连接，充分利用各省份供需时空差异，开展小时级错峰互济交易，实现时空互济、余缺互补，有效应对迎峰度夏、迎峰度冬期间多轮负荷高峰。

坚持源网荷储多方协同发力，持续提升调节能力

当前，新疆电网已构建起煤电、新型储能、抽水蓄能、负荷侧协同的多元调节体系，新能源消纳与安全运行水平显著提升。面向新能源更高比例、更大规模并网的发展趋势，仍需坚持源网荷储一体化发力，持续强化系统调节能力建设。

坚持安全经济，强化电力系统规划。立足源网荷储协同与系统经济性最优理念，支持新型储能高质量发展，加快推进抽水蓄能电站建设，推动火电机组灵活性改造，分层分区分群引导灵活调节资源配置。

坚持政策保障，推动协同机制赋能。强化政企协同，建立源网荷储高效协同服务新能源发展机制，形成高效协同发展局面。强化电网企业在调节资源评估、并网管理、运行控制等方面的实施与保障责任，推动建立政府主导、企业实施、社会参与的协同治理体系。

坚持市场思维，促进调节资源共建共治共享。推动源网荷储多角度系统谋划，优化调峰辅助服务交易和价格机制。制订新型储能健康有序发展配套措施，以辅助服务、容量电价、共享租赁和峰谷差价政策融合创新促进独立共享新型储能加快发展。健全电力市场体系，完善电能量、容量补偿、调节市场机制，提升市场资源配置能力。