2025年1月6日，国家发展改革委、国家能源局印发《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》），推动提升电力系统调节能力和调用水平，有效支撑新能源消纳利用。

梳理发现，这是电力领域两大主管部门自2021年3月15日中央财经委员会第九次会议上明确提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”后，首次出台专门聚焦电力系统调节问题的实施方案。而作为新型电力系统的重要调节器和润滑剂、新能源消纳的“最佳拍档”，新型储能也成了实施方案中的主角。

电力系统调节的时代之变

2018年3月，国家发展改革委、国家能源局曾联合印发被称为“我国电力系统调节能力的第一份产业政策性文件”的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，彼时，虽然“双碳”和“新型电力系统”的概念、规划尚未出台，但构建清洁低碳、安全高效的能源体系，增加清洁电力供应已成为重点，中央也分阶段设定了非化石能源消费比重提升的目标。与此同时，传统电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式僵化等问题暴露，新能源消纳成为难题，部分大举上马装机的地区出现了较严重的弃风、弃光和弃水问题。不过，在当时的政策中，仍以传统的负荷侧、电源侧、电网侧进行划分，电源侧首要的是实施火电灵活性提升工程以及以抽水蓄能电站建设为主推进各类灵活调节电源建设。作为彼时还不成熟的前沿技术和新兴产业，推动新型储能技术发展及应用排在最末位置。在电网侧和用户侧，储能的存在感也相对较低。

近年来，以锂电为主的新型储能技术快速发展，产业规模持续扩张，尤其自2021年7月国家发展改革委、国家能源局出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》后，该产业迎来爆发式增长，根据国家能源局的统计数据，截至2024年底，我国累计建成新型储能已超过6000万千瓦，2023年、2024年的新增装机连续突破2000万千瓦，其中2023年同比增速高达260%，2024年也在较高平台上继续保持了至少50%的增长。

不过，新能源发电装机的增长同样迅猛，2024年中，我国风电、光伏装机量历史性地超过了煤电，百兆瓦级大型电站占比提升到了近60%的水平，但风电、光伏的社会发电量占比仅20%左右，增速远逊于装机侧。中国工程院院士、中国矿业大学教授武强曾指出，经济社会发展真正需要的并不是装机量，而是发电量，如果电量调节保障能力无法及时跟进，现今大举上马的新能源装机就是未来的极大浪费。与此同时，新型储能的利用率、实际效用和装机的增速同样存在不匹配的问题，如何让新型储能更好发挥作用，切实解决新能源消纳难问题，提升绿色电力的发电能力和占比，成为关键问题。

在新能源消纳困难时段优先调度新型储能

提升电力系统调节能力、解困新能源消纳是个系统性工程，作为《实施方案》的前序重要政策，2024年2月出台的《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》（以下简称《指导意见》）就曾设定“到2027年，电力系统调节能力显著提升，保障新型储能市场化发展的政策体系基本建成，支撑全国新能源发电量占比达到20%以上、新能源利用率保持在合理水平”等目标。对比来看，《实施方案》对2027年目标细化规定为“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%”。前者将占比转化为实际数字，根据政策，后续也将落实到各地；后者的调整则是依据2024年6月国家能源局在《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》中，将风电、光伏的利用率限制放宽至90%的相关规定，业内普遍认为，这一数字更符合实际情况，能够在保障合理利用率的情况下进一步刺激新能源发展。

对于新型储能，《指导意见》以电网侧为出发点，要求推进储能能力建设，优化电力输、配环节新型储能发展规模和布局，发展用户侧新型储能，推动新型储能技术多元化协调发展。此后国家能源局还印发了《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，进一步推动新型储能的利用。而在《实施方案》的另一大重要依据，2024年7月国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合发布的《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（电力系统调节能力优化行动为该方案九大行动之一）中，也提及“改造升级一批已配置新型储能但未有效利用的新能源电站，建设一批提升电力供应保障能力的系统友好型新能源电站”“建设一批共享储能电站”“探索应用一批新型储能技术”等要求。

在《实施方案》中，对新型储能接下来的发展则进行了更为全面、细致的部署。而对于此前行业最关注的“建什么、怎么用”的问题，《实施方案》提出：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。提升新型储能调用水平。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，明确新型储能的调度关系。优化新型储能调度运行，发挥移峰填谷和顶峰发电作用，增强本地电力供应保障能力，实现应用尽用。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。

此外，对于产业、资本聚焦的市场机制问题，《实施方案》延续了2024年7月国家发展改革委发布的《电力市场运行基本规则》等电改重要政策的基调，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，包括但不限于新型储能及各类调节资源是否具有独立市场主体地位、峰谷价差情况、辅助服务市场总体费用及分摊情况、是否开展容量补偿试点、推动新能源参与电力市场交易现状及后续工作计划等。

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，目前已形成规模化发展态势，未来有望能够在电力系统调节、促进新能源消纳中扮演更重要角色。同时，他也曾提出，新型储能目前仍面临技术发展路线不够明确、盈利模式不完善等挑战。

而从去年年中的《加快构建新型电力系统行动方案》《电力市场运行基本规则》到年末的《新型储能制造业高质量发展行动方案》，再到刚刚出台的《实施方案》，从产业上下游、电力系统“源网荷储”等维度，都强调推动技术路线多元化，为储能新技术发展探索合适的发展路径；进一步完善市场机制，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环境。业内也有声音认为，在2025年新能源发展由“规模优先”加速向“效益和协同优先”转型之际，储能行业也有望在迎来更多政策红利和市场机遇。（本文首发于，作者｜胡珈萌，编辑｜刘洋雪）