近日，国家能源局印发了《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《方案》），针对各地区新能源合理消纳利用要求，提出了优化电力系统调节能力各项举措。《方案》有利于促进新能源消纳、提升电力系统稳定性，加快构建新型电力系统。
一、电力系统调节能力优化专项行动的意义
（一）优化电力系统调节能力是提升电力系统稳定性的重要路径。
随着新型电力系统建设步伐的加快，电力系统“双高”特性日益凸显，安全稳定运行面临诸多挑战。调节能力优化是推动新型电力系统“灵活智能”的关键举措。《方案》为电力系统调节能力建设与优化提供指引，有力促进电力系统稳定性提升。
（二）优化电力系统调节能力是促进新能源消纳的重要手段。
截至2024年11月底，我国新能源装机规模约13.1亿千瓦，同比增长约35.1%，其中南方区域新能源装机规模约1.76亿千瓦，同比增长约38.6%。大规模新能源接入电网后，系统调节能力不足的问题逐步显现，部分地区新能源消纳困难。《方案》进一步明确了调节能力建设要求、各类调节资源调用方式等，将为新能源大规模高比例发展提供重要保障，更好支撑能源电力清洁低碳转型。
二、专项行动主要内容解读
《方案》第三节“完善调节资源调用方式”,主要从新型电力系统下调节资源“调用机制、常规电源调节能力、新能源调节能力”三大主线，提炼调节资源调用方式中需要重点推进的关键要素。
（一）调用机制方面。方案强调结合调节资源的功能定位，立足现行调度体系，强化调节资源与调度运行的衔接，网、省、地各级调度机构按照职责分工做好各自调管调节资源的优化调度，分层分级精细化调用各类调节资源，解决当前灵活资源布局分散、电压层级分散的难题，实现多电压等级、多主体调节资源的协调联动、全局优化。
方案要求各地区明确调节资源的调用序位，明确调用原则、调用序列，结合市场化交易结果调用各类调节资源，实现调节资源的科学优化配置。当前南方电网已建成区域统一调频辅助服务市场，通过市场化的方式，实现了频率调节资源的全网统一出清、统一调配，同时不断探索跨流域梯级水电优化调度、源网荷储协同优化调度等新型调度机制，充分释放各类资源的调节能力。通过不断完善调节资源调用机制，实现调节资源在省内和省间的进一步统筹优化调用，调节资源在更大范围内的优化互济，不断提升大电网调节能力和新能源消纳水平。
（二）常规电源调节能力方面。方案强调要充分发挥常规电源的调节潜力。
抽水蓄能电站按照电站定位和服务范围，差异化发挥调节作用，省内电站重点服务本省区新能源消纳和电力安全保障。
煤电机组在保障安全的前提下，最大限度发挥调节能力，新增煤电机组要满足国家灵活性政策要求，存量煤电大力推动灵活性改造。加强挖掘地区电网机组、自备机组的调节能力，推动纳入大电网统一平衡，公平承担系统调峰义务，实现全社会效益最大化，提升系统整体调节能力。
水电机组开机灵活、启停快，是系统灵活调节电源。一方面已经建成投产的常规水电站机组增容、扩机潜力大，如金沙江中游梯级水电站装机容量约1400万千瓦，汛期正常来水情况下天然来水远超满发流量，基本失去调节能力，推动具备条件水电站增容扩机，可以有效提升水电顶峰、调峰能力；另一方面，西南地区高水头混流式水轮机组振动区过大的现象较为普遍，近些年随着水轮机组制造、安装工艺改进，部分水电厂先行先试开展水轮机组改造，机组调节灵活性显著提升。
（三）新能源调节能力方面。截至2024年11月，南方区域新能源装机规模达1.81亿千瓦，成为南方电网第一大电源,大规模新能源接入后新型电力系统“两高三性”特征凸显，海量电力电子设备接入导致系统惯性持续下降，同时高比例新能源渗透下系统发电能力的波动性、随机性、间歇性不断加剧，新型电力系统对于不同时空尺度调节能力的需求日益紧迫。例如南方区域相邻两日新能源发电最大波动2500万千瓦，约占当日系统负荷的12.5%，调度机构需要大幅调整煤电、水电、核电等常规机组的运行方式来保障电力安全可靠供应和系统安全稳定运行，电网运行方式调整复杂，电网运行安全压力显著增大。
如何科学有效地从源、网、荷多侧发力，综合提升电力系统综合调节能力成为建设新型电力系统关键环节。新能源作为电源侧新兴主力军，因自身基本不具备调节能力，应逐渐向常规机组看齐按需科学规划配置调节能力，包括在电站侧配置储能直接平抑功率波动，或通过租赁独立共享储能间接参与系统调节；电网侧则应有序建设抽水蓄能,应对长周期电力电量平衡，同时应积极推动多种新型储能结合应用场景和自身优势，实现多元融合和共同发展，发挥新型储能快速调节优势；负荷侧则积极探索将包括分布式光伏、虚拟电厂在内的新型主体纳入统一调度体系。
三、南方电网优化系统调节能力的重点方向
（一）持续强化调节资源调用能力。综合考虑各类调节资源的响应特性、安全性、经济性等因素，一方面充分发挥常规电源调节的基础性作用，深化实施流域梯级及跨流域跨省区水电优化调度，利用各主要流域来水同步性差异和水库不同调节性能，充分发挥水电调节能力；另一方面，利用好新型储能快速调节优势，优化完善南方电网新型储能调度运行规则，扩大辅助服务市场品种及规模，建设一次调频辅助服务市场、扩大二次调频市场规模，推动新型储能更多参与辅助服务市场。
（二）加快灵活智能调度能力建设。提升大电网跨省跨区协调调度能力，充分挖掘大电网多时间尺度余缺互济潜力，加强全网有功备用资源的集中统筹和共享，建立多级协同的跨省区电力平衡决策与风险管控技术体系，动态优化送受电曲线，提升高比例新能源电力系统应对多重风险的预判与决策能力。加快云边融合智能调度运行平台（CEP）建设，提升基础资源、数据、算力等平台服务能力，推动新能源、新型储能、虚拟电厂等新兴并网主体“直采直控”，持续推进新型电力系统综合感知、智能预测、云边协同自动控制能力建设应用。
（三）积极推动常规水电扩容改造。全力支持溪洛渡、龙滩等常规水电站开展机组增容、扩机工作，在全网范围内推广天生桥一级水电厂水轮机组振动区改造经验，强化两个细则振动区考核，用市场机制推动水电提升调节能力。
（四）探索应用一批新型储能技术。依托国家地方共建新型储能创新中心，建成投产一批新型储能国家试点示范项目，探索多种储能技术联合应用形式。积极开展钠离子电池、海水等压压缩空气、液流电池、超级电容、构网型储能等新型储能技术路线的验证，建成广东省新型储能创新中心产学研用协同创新基地项目（一期），投产南宁伏林钠离子电池储能、丽江华坪全钒液流电池储能等一批示范项目。
