滦河东去，流淌至河北省承德市丰宁满族自治县四岔口乡永利村，四周高山耸立，峰岭成群，世界装机最大的抽水蓄能电站——国网新源河北丰宁抽水蓄能电站（以下简称“丰宁抽蓄电站”）在群山间若隐若现。从静止状态切换到满负荷发电，电站的“反应”时间只需短短几分钟。
2024年12月31日，总装机3600兆瓦的丰宁抽蓄电站正式满格运行，这个“世界级充电宝”开始为京津冀地区输送绿电，成为中国电力系统向更高效、更灵活、更可持续方向发展的缩影。
国家发改委近日发布的《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《方案》）提出，到2027年，电力系统调节能力明显提升，各类调节资源发展的市场环境和商业模式更完善，各类调节资源调用机制加强完善。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%。
随着新能源装机迅速增加，确保电力系统稳定运行和电力供应安全可靠，是电力行业当前面临的“必答题”。业内有经验的人指出，《方案》有助于解决新能源加快速度进行发展带来的系统消纳压力，提升电力系统的灵活性和稳定能力。通过优化提升电力系统调节能力，能更好地实现新能源高水平质量的发展，促进能源产业加速转型。此外，保障电力系统容量充裕度是一个复杂的过程，涉及多层面的策略和措施，需要在优化资源规划、多元化能源结构等多个领域进行科学的管理和执行。
当前，我国电力系统调节已有成效，但高质高效构建新型电力系统，还需逐步优化完善调节能力。
“这是我国首次对年度风光消纳总量作出要求，实施过程中必然存在挑战和困难。”厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺接受《中国能源报》记者正常采访时表示，这既对电力系统的规模性与协同性提出更高要求，也凸显出电力市场机制加强完善的必要性，同时还需进一步评估全社会是不是具备承担稳定新型用电系统运行的能力。
孙传旺认为，一方面，我国当前较为单一的电力系统调节能力难以适应更大规模新能源合理消纳的需要。国网能源研究院发布的《新型电力系统发展分析报告2024》显示，2023年我国燃气发电、抽水蓄能、新型储能等灵活调节电源占比仅为7%左右，与发达国家30%—50%的情况相比仍有不少差距。另一方面，我国可再次生产的能源需要通过特高压输电进行跨区域输送，但区域间的电能协调配置易受多重因素影响，难以很好地满足市场对新能源合理消纳利用的需求。
“经过多年发展，我们原有的调节能力已接近饱和，现在的挑战是如何激励新的调节能力增长。目前依赖煤电，是因为前期调节能力已消耗殆尽，而可再次生产的能源的发展依然迅猛。”中国社科院能源经济研究中心副主任冯永晟指出，当前的挑战不再是如何补偿已投入的成本，而是如何激励投资可提供调节能力的项目，这是全国统一市场建设中要关注的核心问题之一。
冯永晟分析，从实现任务目标方面出发，我国需要具备灵活的电力系统调节能力。对政策制定者和研究者而言，最大的难题在于如何筛选并推动实施那些能够最有效激发调节能力的制度与机制。“不一样的区域面临的挑战不同，不仅要补偿成本，更要激励投资。尤其是在可再次生产的能源已成主力的地区，亟需新增兼具灵活性和充足容量保障的调节能力。”
“新能源慢慢的变成为主体，对电力系统的调节能力和容量充裕度提出了新挑战，需要在激励机制上实现质的跃升。”冯永晟指出，传统的适应性激励机制，如计划电量激励和成本分摊改善，已不足以满足当前每年数亿千瓦时增量的需求。“需要面向未来，建立一种可持续、符合安全保障需求的市场化投资激励机制。”
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇接受《中国能源报》记者正常采访时表示，当前“沙戈荒”大型基地加快建设，分布式光伏迅猛发展，新能源汽车渗透率快速提升。同时，冬夏用电保供任务重，AI智能算力发展迅速，极端天气多发，在促进新能源消纳、保障电力系统安全可靠运行等方面面临多重挑战，要全方面提升系统灵活性予以应对。“建议快速推进灵活调节资源容量市场和调频市场建设运行。推动中长期和现货交易、区域辅助服务市场与省级现货市场有效衔接，统一明确负荷侧灵活调节资源参与辅助服务的经营主体地位和准入条件，鼓励新型储能、虚拟电厂等参与电力市场。”
《方案》对各地调节能力建设方案以及报送主管部门的时间等提出具体实际的要求。对此，孙传旺表示，《方案》明确，各省级能源主管部门编制本地区调节能力建设方案，省级政府在编制电力调节方案时，需要准确评估现有调节资源，合理预测未来负荷增长和新能源接入趋势，精准识别电网瓶颈与薄弱环节。同时，各省也需要加强经济性与环境性评估，例如全社会将承担多少经济成本，如何对经济产生一定的影响，对环境影响如何，都需要事前评估清楚。在科学分析调节能力需求规模和特征时，除传统的时间与空间维度外，还要重点考虑极端天气下的负荷特性和新能源出力规律，做好相应的应急调节预案，确保电力系统安全稳定运行。
中国光伏行业协会咨询专家吕锦标告诉《中国能源报》记者，每年新增2亿千瓦风电光伏发电装机已成为一项硬性指标，同时对新能源的消纳也设定90%的最低标准。当前的挑战主要在于煤电退出的步伐，部分煤电机组有必要进行灵活性改造，以确保在低负荷状态下仍能保持相对经济的运行效率。从长远角度看，煤电最终将退出历史舞台，但新能源的全面替代将是一个跨越数十年的过程。“在此过程中，煤电仍需承担保障能源供应的任务，既要考虑经济效益，也要肩负社会责任。”
《方案》提出，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。在保障安全的前提下，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，并确保煤耗不大幅度的增加，机组涉网性能符合系统运行要求。“目前，我们对煤电的依赖性较强，是因为其资源多、调节性能好，相比其他新型资源成本也低，但早期的调节能力已接近耗尽，而可再次生产的能源同步在迅猛扩张。因此，当前的挑战已不再局限于如何补偿已发生的成本，而是转向如何激励投资能加强调节能力的项目。”冯永晟说。
储能在提高电力系统的调节能力和容量充裕度方面发挥着及其重要的作用。我国正着手改造或建设一批由调度机构统一调度的新型储能电站，以提升电力系统的调节水平和安全稳定运行能力。
《方案》明确，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。
“作为新型电力系统的重要调节器，新型储能的优势主要在于能量转换效率高、建设周期短、响应速度快。”孙传旺表示。他提供的一组数据体现出新型储能技术相比来说较高的能量转换效率：2023年电化学储能电站平均转换效率为86.82%，高于传统抽水蓄能的70%—80%。
在电力系统调节中，新型储能技术能够持续跟踪负荷变化，动态调整实现负荷平衡，有效缓解电力系统的调峰压力。同时，新型储能技术还能解决新能源装机出力时间错配的问题，降低新能源发电的随机性、波动性与间歇性影响，促进新能源消纳。
不过，在规模化发展的大环境下，新型储能技术在投资所需成本和商业模式上仍面临挑战。孙传旺表示，虽然近年来新型储能成本会降低，但度电成本仍高于火电灵活性改造、抽水蓄能等技术，而且上游锂电价格的波动也会影响投资所需成本。“目前，我国电源侧储能电站盈利水平偏低，许多电站尚无法参与电力现货交易和辅助服务，主要是依靠峰谷价差维持生存。”
针对该问题，吕锦标表示，新型电力系统必须平衡发电端、输配端和用户端的储能调节。新型储能产业正面临前所未有的发展机遇，要注意把握市场需求节奏，避免盲目跟风和重复建设。“在调节能力建设方面，规划可以适当领先于当前需求，以应对未来可能出现的变化。”
当前，新型储能高水平发展的明显问题体现在安全经济、绿色低碳、成本疏导、电力市场、抱团出海以及数智化融合发展等方面，“十五五”是碳达峰的关键期，应考虑我国国情及电力市场发展阶段，加强电力系统灵活调节资源统筹规划，开展新型储能在新型电力系统中应用场景及成本补偿机制研究，探索解决储能发展瓶颈的思路和方法，推动各类新型储能技术蓬勃发展。
刘勇建议，聚焦储能行业面临的成本疏导不畅等共性问题，考虑各类储能技术应用特点、在新型电力系统中的功能作用和提供的服务有没有公共品属性等因素，科学客观合理分析各类储能技术成本结构、影响因素及变化趋势，测算各类储能技术成本收益情况，开展在电力系统相同应用场景下不同技术类别之间的经济性比较分析，研究提出能体现储能价值的成本疏导机制。
