从煤电发电量占比首次降至50%以下，到风电（885641）和太阳能发电累计装机容量达20.1亿千瓦，今年以来，我国能源（850101）绿色低碳转型持续取得新进展，电力供给结构不断优化。
与此同时，在算力等新兴产业带动下，我国用电需求持续增长。国家能源（850101）局披露数据显示，“十五五”时期，预计我国用电需求年均增量将达到6000亿度左右。
面对用电需求的持续增长以及新能源发电（884150）占比的加快提升，只有消纳、储能（885921）、电力市场机制等多个环节协同共振，方能将新能源（850101）规模优势转化为安全可靠的替代能力，提升可靠顶峰发电能力(即电力高峰时段可再生能源（850101）能够可靠提供的发电能力)。
增强有效供给能力
国家能源（850101）局数据显示，从装机规模看，截至今年9月底，全国可再生能源（850101）装机规模达25.18亿千瓦，同比增长14.6%，约占我国总装机的60.94%。其中，风光装机合计20.1亿千瓦，约占全国电力总装机的48.66%。从发电量看，今年前三季度，可再生能源（850101）发电增量超过2500亿千瓦时，占全国发电增量的87.5%。
当前，我国已建成全球规模最大、发展最快的可再生能源（850101）体系。但以风光为主的新能源发电（884150）因具有间歇性、随机性、波动性特点，尚未形成对传统电源的有效电力替代，导致电力系统面临保供、消纳、成本等多重压力，迫切需要增强新能源（850101）在系统需要时段的可靠出力、主动支撑和协同调节能力。
为此，今年7月份，国家发展改革委、国家能源（850101）局印发的《可再生能源（850101）发展“十五五”规划》(简称《规划》)首次将可靠替代纳入目标体系。《规划》提出，到2030年，全国风电（885641）光伏(含源侧配建储能（885921）)平均置信出力达到8%(风电（885641）11%左右，光伏6%左右)，迎峰度夏度冬晚高峰风电（885641）光伏(含源侧配建储能（885921）)电量占比达到20%以上，提高约10个百分点。“十五五”期间新增可再生能源（850101）可靠顶峰发电能力3亿千瓦以上。
北京世经未来投资咨询有限公司副总经理韩定武在接受《证券日报》记者采访时表示，“置信出力”这一指标把“靠不靠得住”从模糊判断转化为可测算、可规划的量化标尺，使系统能够准确识别极端天气、连续低风低光和负荷高峰下的真实供电缺口。
为提升新能源（850101）电力可靠替代能力，中国电力（HK2380）企业联合会规划发展部主任张琳告诉《证券日报》记者，增量方面，要加快推动系统友好型新能源（850101）电站建设，逐步实现新能源（850101）在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代；存量方面，要结合老旧风光电站升级改造，鼓励通过改建扩容、合理配储等方式，稳妥有序提升涉网性能；技术方面，也要加大构网技术、高精度功率预测、一体化调度等先进技术装备研发和应用，提高长时储能（885921）占比。
加快构建新型电力系统
现阶段，推动新能源发电（884150）将规模优势转化为可靠顶峰发电能力，还离不开消纳、储能（885921）、电力市场机制这三个环节的协同。
“过去，新能源（850101）消纳主要靠大电网外送和增加调峰能力，未来需要分类引导开发与消纳，统筹‘沙戈荒’基地外送与就地消纳、水风光一体化开发、海上风电（885641）有序开发以及分布式新能源（850101）就近消纳，形成分层分级的消纳体系。”韩定武认为，当前新能源（850101）消纳的核心矛盾在于，电力系统有限的送出和调峰能力与不断增长的新能源发电（884150）量渗透率之间的不匹配，而破解之道在于让消纳能力与开发节奏在时空上真正对齐。
消纳解决的是电力“送得出、用得上”，储能（885921）解决的则是电力“存得住、调得动”。但储能（885921）要想真正用起来，还要解决“用而无价”的问题。
对此，今年1月份，国家发展改革委、国家能源（850101）局对外发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能（885921）容量电价机制，既填补了全国性制度空白，又有利于稳定储能（885921）电站的收益预期，让调节价值获得稳定回报，引导储能（885921）从“建起来”加快转向“用起来”。
国家发展改革委国家信息中心经济预测部发展战略和规划研究室副研究员肖若石在接受《证券日报》记者采访时表示，未来，储能（885921）发展要以“储用结合”为切入点，让车网互动等形态参与日常调节、承担就地平衡功能；同时，把储能（885921）从“配建附属”推向独立市场主体，容量电价按顶峰能力和放电时长折算，让储能（885921）电站凭真实调节能力获得回报。
消纳的成本分摊、储能（885921）的价值回报，最终都要通过市场机制实现。韩定武建议，当前，需要加快构建适应新能源（850101）高比例发展的电力市场机制和价格机制，完善中长期、现货和辅助服务市场的衔接，缩短交易周期（883436），合理扩大省间市场化送电规模。
