1月6日，国家发展改革委、国家能源局发布《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》）。
《实施方案》提出，到2027年，电力系统调节能力显著提升，各类调节资源发展的市场环境和商业模式更加完善，各类调节资源调用机制进一步完善。通过调节能力的建设优化，支撑2025—2027年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，全国新能源利用率不低于90%。
近年来，我国以风光为代表的新能源发电装机量快速增长。在此背景下，电力系统的灵活性调节需求也大幅增长。
中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌接受《每日经济新闻》记者微信采访时表示，不同于传统电力系统中的主体电源可以提供稳定出力，新型电力系统的主体电源出力具有波动性和间歇性，这就要求大幅度提升系统调节能力，以保障发用电曲线相匹配和电力供需平衡。
高质量建设一批技术先进、发挥功效的新型储能电站
《实施方案》提出，着力提升火电调节能力。按照2027年实现存量煤电机组“应改尽改”原则制定灵活性改造推进方案。在保障安全前提下，探索煤电机组深度调峰，最小技术出力达到新一代煤电升级有关指标要求，并确保煤耗不大幅增加，机组涉网性能符合系统运行要求。鼓励煤电企业结合市场需求自主配置调频储能。在具备条件的地区适度布局一批调峰气电项目，进一步提升气电调峰能力。
改造或建设一批调度机构统一调度的新型储能电站。推动具备条件的存量新能源配建储能实施改造，由电力调度机构统一调度运行，提升调用水平。在统筹安排各类调节资源建设规模基础上，结合系统供电保障和安全稳定运行需要，优化选择适宜新型储能技术，高质量建设一批技术先进、发挥功效的新型储能电站。
对此，林卫斌表示，系统调节能力建设需要多措并举，主要包括三个方面：
第一是传统火电，这涉及火电的新建、改造和退出等问题，推进煤电、气电向支撑性和调节性电源转变；
第二是储能，包括抽水蓄能、新型储能和氢储能等，预计到2060年各种储能装机规模可能达到15亿千瓦左右；
第三是用户侧资源，通过挖掘用户侧资源参与系统调节，调节发用电曲线，更好地保障电力供需平衡。
深入挖掘负荷侧资源调节潜力
《实施方案》提出，深入挖掘负荷侧资源调节潜力。优化省内负荷布局，以市场化方式引导具备条件的可调节负荷参与电力运行调节，明确以虚拟电厂、智能微电网等方式规范化、规模化、常态化、市场化参与系统调节的方案，健全完善负荷侧响应资源的调度运行机制和市场交易机制，实现可观、可测、可调、可控。
林卫斌对《每日经济新闻》记者进一步解释，在新型电力系统建设过程中，随着新能源大规模接入，系统对灵活性的需求日益提高。系统灵活性不仅可以通过供给侧的调整来实现，用户侧还有大量资源可以参与电力系统调节。比如通过负荷聚合参与的需求响应、车载动力电池的利用、用户侧储能系统等。用户侧资源不仅能够增强系统的灵活性，在很大程度上还可以节约建设成本。
《实施方案》还强调，探索沙戈荒大型风电光伏基地和水风光基地一体化调用。结合市场、价格等机制，试点探索沙戈荒基地和水风光基地一体化协同调用机制，优化基地整体涉网性能，提升稳定支撑能力。
