出力特性
交易双方自行决定中长期签约比例。在加强存量项目管理方面，建议关注存量项目效益，对比政策实施前后变化。研究存量项目节点位置和曲线特性，测算项目成本、收入及构成、对标等。做好精细化管理。一是优化市场策略模型
、提高功率预测；二是建立适应新能源高波动特性的高频交易能力，同步构筑相应风险管理体系；三是构筑资源整合能力，建立新能源+火、水、储能、用户”模式，减少交易偏差；四是合理利用现货市场、长期合同等开展
率虽已超过50%，但是西北区域晚高峰期间新能源实际出力尚不到其装机量的3%。”纪鹏直言，高比例可再生能源接入电力系统后，系统调节负担加剧，新能源消纳困难愈加凸显。“近年来，全国尖峰负荷连续创下新高
抽水蓄能电站约2亿千瓦，年容量电费超过1700亿元。而系统成本合理分摊的机制尚未建立。同时，由于分时价格信号不准确，储能等新型主体商业模式难以运转。同时，纪鹏表示，适应高比例可再生能源出力特征的电力市场
智能组串式构网型储能技术，在实现更高收益方面发挥着更加重要的角色。西藏阿里改则项目中，6MW/24MWh构网型储能投入运行后，光伏出力可增加至12MW，光伏并网能力提升了1.75倍，在项目20年生
命周期内可以提升约4倍收益。●
在输配电环节，构网型储能技术再次展现出"一专多能"的特性。其One-match-all系统支持5ms惯量响应与0.1-100Hz宽频振荡抑制，在陕西白水储能电站参与调峰
显著提升新能源电力系统的稳定性与可调度性，搭配熔盐储热系统后，出力特性接近煤电，在调峰、调频和黑启动等方面具有独特优势。“‘光热+风光’的融合模式不仅能减少碳排放，更能为电网提供稳定基荷，是构建以
区域、不同负荷特性、不同交割周期的多种类期货合约，逐步扩大市场参与者范围，提升市场活跃度。同时本着深化高水平对外开放精神，建议积极与香港等金融市场合作，提升市场规模和影响力。二、开发更符合新能源发电特点的
盲目投资导致的项目过度集中、供需失衡等问题。具体而言，建议针对风光发电特点开发分时段(如光伏午间出力高峰时段)、分季节(如风电冬季高发期)的期货合约。对于中长期市场已存在类似合约的区域，则开发与之相匹配的
年，组件效率从17%提升至25%，功率从220瓦提升到720瓦，同时组件价格从3.8元降至0.7元，为升级改造创造了空间。此外，光储融合可改善光伏电站出力特性，随着电化学等新型储能价格下降，在电源侧
支付比例影响企业决策和收益;电网安全方面，改造脱网及增容后发电特性改变会冲击电网安全;项目用地管理方面，存在土地政策变化及生态保护问题;电网接入方面，涉及接入系统批复、审批流程、储能配置等问题。针对
，山东、江苏、河南等“三华”地区贡献了全国74.1%的分布式光伏装机，其中山东、江苏装机突破4000万千瓦，河南、浙江超3000万千瓦。高密度的装机导致河北、河南等地午间光伏出力占实时负荷比例峰值超40
电网安全提出多重挑战。用户为避免脱网调高逆变器电压限值至260V-290V，导致线路电压抬升和用电设备烧损，而夜间负荷攀升时又出现末端低电压问题。现有低频减载策略因分布式电源特性适配不足，可能引发频率失稳
之前，进行充分的测风测光工作，预估项目投建后的出力曲线，并且根据当地现货市场价格，评估出力曲线价值，选择与价格曲线拟合性更强的资源特性。可以综合考虑储能配置后优化出力曲线带来的收益与储能投资增加的成本
特性，有力支撑新能源消纳。利用漫湾水库调蓄能力和水电机组快速灵活的调节性能，将发电不稳定、出力变化快的光伏电能变成了平滑、稳定的优质电源，满足了电网对光伏“一次调频”的要求，有力支撑了新能源消纳。为
和运行方式调整，在新能源接入后，有效解决了因联变容量不足导致无法实现“尽发满发”的问题，有效平抑了光伏日内出力波动幅度大的问题，实现“水光互补”运行效率最优。充分发挥了水电机组“快速”、“稳定”的调节
独立存在，但未来可在价格机制上进行协同。此外，对于新能源波动性对系统调节能力带来的挑战这一问题，他表示，随着新能源逐渐成为主力电源，应认可新能源在绿色转型中的积极作用，电力行业需进一步研究新能源出力特性
部署和入市需要考量三个现实问题，首先是从世界各国经验来看，新能源本身的发电特性对其长期稳定的收益预期产生影响，机遇与挑战并存;而后聚焦于中国省级绿色电力市场建设，需要在因地制宜发挥地方优势与符合全国
