导读
近日，国家发展改革委与国家能源局联合发布了《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》（以下简称《实施方案》）的通知，为未来几年电力系统的发展勾勒出清晰蓝图。
《实施方案》锚定“编制调节能力建设方案、完善调节资源调用方式、完善调节资源参与市场机制”三大重点任务，全方位发力。尤为值得关注的是，凭借调节能力建设与优化的“组合拳”，我国将有力支撑2025年至2027年期间，年均新增超2亿千瓦新能源装机容量的合理消纳与充分利用，全国新能源利用率稳守90%以上底线。
01
从电力供需矛盾到系统性优化
近年来，中国新能源装机增速持续攀升，2024年三季度末，全国新能源装机规模已超10亿千瓦，其中风电、光伏装机占比接近50%。然而，新能源高比例接入后，电力系统运行特性发生重大变化，主要表现在：
日内负荷特性变化加剧。新能源发电存在明显的日内波动特性，例如光伏发电在中午时段集中出力，而在早晚高峰几乎无功可发，导致电网调度负担加重。
季节性波动和极端天气影响加剧。冬季、夏季极端天气频发，新能源受气象条件影响明显，如“三北”地区冬季风电利用率降低、南方夏季云层遮挡影响光伏出力，造成电力供需矛盾。
跨省区调配难度加大。我国新能源资源与负荷中心逆向分布，西北、华北新能源装机规模大，但用电负荷主要集中在东部沿海地区，导致跨省跨区输电通道负荷日趋饱和，进一步增加电网调节难度。
针对上述问题，《实施方案》提出到2027年，支撑年均新增2亿千瓦新能源装机，全国新能源利用率保持90%以上。
02
核心任务解析：四大调节资源协同优化
提升抽水蓄能的电力系统支撑能力抽水蓄能仍是最核心的长周期调节手段，不仅提供日内削峰填谷能力，还能提供短时调频、惯量支撑等关键功能。未来三年，政策鼓励加快成熟项目落地，确保抽水蓄能建设节奏与新能源发展同步，避免调节能力滞后；优化抽水蓄能调度机制，提升抽蓄机组的市场灵活性，使其更主动地参与电力市场，增强盈利能力。
强化新型储能市场定位，推动规模化应用新型储能（如锂电池储能、液流电池、飞轮储能等）已进入商业化初期，但仍存在盈利模式不清晰、价格竞争激烈的问题。《实施方案》提出优化储能市场机制，鼓励电力现货市场发展，提升储能在价格波动中的套利能力；探索独立储能商业模式，使储能不仅作为新能源配套设施存在，而是能独立参与市场交易，提高投资回报率；推动储能与调度机构的深度融合，在新能源消纳困难时段优先调用新型储能，提高系统响应速度。
液流电池
推动火电灵活性改造，确保可靠性与经济性的平衡火电仍是我国电力系统稳定运行的“压舱石”，但高比例新能源接入后，传统煤电逐步从基荷电源转变为调节电源，亟需提升灵活性。
《实施方案》提出的关键措施包括：深度调峰改造，将煤电机组最低技术出力降至30%-40%，提高系统调峰能力；市场化补偿机制，建立灵活性煤电的辅助服务补偿机制，确保企业有动力参与深度调峰；提升燃气电站调节作用，在负荷中心推动天然气调峰电站建设，提高系统瞬时调节能力。
促进新能源自身调节能力，提高发电侧灵活性推进新能源+储能一体化项目。如光伏+储能、风电+储能，提高新能源场站自身的平滑出力能力；探索光热发电商业化应用。光热发电具备热储能功能，可提供更稳定的电力输出，增强新能源的可调度性；试点虚拟电厂与负荷聚合。鼓励大工业用户、数据中心等参与负荷响应，通过需求侧调节缓解供需矛盾。
03
市场机制优化：激励调节资源高效参与
《实施方案》明确，市场机制改革是提升调节能力的关键。主要涉及以下三方面
电价机制改革：优化峰谷电价机制，通过加大峰谷价差，引导储能在低谷时充电、高峰时放电，提高收益。加强现货市场运行，建立灵活电价信号，提升市场对调节资源的需求。
辅助服务市场优化：新增调频、惯量支撑、备用爬坡等辅助服务品种，使储能、煤电等资源获得更合理的市场回报。促进跨省区调节资源交易，加强省间辅助服务市场协作，提高资源利用效率。
市场化容量补偿机制：建立容量市场，对储能、煤电等提供长期容量支持，减少因短期市场波动造成的投资风险。探索合同能源管理模式，推动储能、电网企业、电力用户合作共建共享，提高盈利模式的多样性。
04
新型电力系统调节能力的未来趋势
调节能力“多能协同”趋势明显——未来，抽水蓄能、新型储能、煤电调峰、需求侧响应等将形成“协同调节”格局，提升整体系统灵活性。
储能产业链将迎来爆发式增长——随着市场机制优化，储能的盈利模式将进一步清晰，推动产业链快速发展。
新能源基地与负荷中心协同调度——未来风光大基地的开发将更加注重本地消纳能力，同时结合跨区输电提升外送能力。
