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）》，旨在全面提升电力系统的调节与调用能力，以更好地支持新能源的广泛应用与高效消纳。
此次《实施方案》的出台，标志着自2021年中央财经委员会第九次会议提出构建以新能源为主体的新型电力系统以来，电力领域的两大主管部门首次针对电力系统的调节问题制定了专门的实施方案。值得注意的是，新型储能作为新型电力系统的关键组成部分，其在促进新能源消纳中的重要作用得到了充分认可，成为了该方案中的核心焦点。
回顾历史，早在2018年，国家发展改革委与国家能源局就曾联合发布《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，首次对电力系统调节能力提出了明确要求。彼时，尽管“双碳”目标与“新型电力系统”的概念尚未明确，但构建清洁低碳、安全高效的能源体系已成为共识，而传统电力系统的调节灵活性不足与新能源消纳难题逐渐显现。然而，当时的政策更多地聚焦于传统的负荷侧、电源侧与电网侧，新型储能技术的发展与应用尚处于起步阶段，并未得到足够的重视。
近年来，随着锂电等新型储能技术的飞速发展，其产业规模迅速扩大。特别是自2021年国家发展改革委与国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》以来，新型储能产业迎来了爆发式增长。据统计，截至2024年底，我国已累计建成新型储能超过6000万千瓦，其中2023年与2024年的新增装机均突破了2000万千瓦，增速惊人。
然而，新能源发电装机的增长同样迅猛，2024年，我国风电与光伏的装机量已历史性地超越了煤电，但其在社会发电量中的占比仍然较低，仅为20%左右，远低于装机侧的增速。中国工程院院士武强曾指出，经济社会发展真正需要的是发电量而非装机量，若电量调节保障能力无法及时跟上，当前大规模的新能源装机将可能在未来造成极大的资源浪费。同时，新型储能的利用率与实际效用与其装机的快速增长之间也存在不匹配的问题，如何更好地发挥新型储能的作用，解决新能源消纳难题，提升绿色电力的发电能力与占比，成为了亟待解决的关键问题。
为了提升电力系统的调节能力，解决新能源消纳问题，国家出台了一系列相关政策。2024年2月发布的《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》设定了到2027年电力系统调节能力显著提升、新型储能市场化发展政策体系基本建成的目标。而此次的《实施方案》则进一步细化了目标，提出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，确保全国新能源利用率不低于90%。
在新型储能方面，《实施方案》提出了更为全面、细致的部署。针对行业最为关注的“建什么、怎么用”的问题，方案明确要求建设一批由电力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，并优化选择适宜的新型储能技术，高质量建设一批技术先进、功效显著的新型储能电站。同时，电力调度机构应结合本地实际制定新型储能调度运行细则，明确其调度关系，并优化调度运行，发挥移峰填谷和顶峰发电作用，在新能源消纳困难时段优先调度新型储能，实现日内应调尽调，减少弃风弃光。
《实施方案》还延续了国家发展改革委发布的《电力市场运行基本规则》等电力体制改革政策的基调，要求各主责单位评估提报建立完善体现灵活调节价值的市场体系和价格机制，为新型储能及各类调节资源提供独立市场主体地位，并推动其全面参与电力市场。
中国工程院院士、南方电网公司首席技术专家饶宏表示，新型储能建设周期短、布局灵活、响应速度快，已形成规模化发展态势，未来有望在电力系统调节与新能源消纳中发挥更加重要的作用。然而，他也指出，新型储能目前仍面临技术发展路线不明确、盈利模式不完善等挑战。为此，国家近期出台了一系列政策，从产业上下游、电力系统“源网荷储”等维度，强调推动技术路线多元化，完善市场机制，提升峰谷差价经济激励水平，拓宽新型储能收益渠道，为其全面参与电力市场提供良好的环境。
