1月6日，國家發改委、國家能源局發布《電力系統調節能力優化專項行動實施方案(2025—2027年)》的通知。到2027年，電力系統調節能力顯著提升，各類調節資源發展的市場環境和商業模式更加完善，各類調節資源調用機制進一步完善。通過調節能力的建設優化，支撐2025—2027年年均新增2億千瓦以上新能源的合理消納利用，全國新能源利用率不低于90%。
國家發展改革委 國家能源局關于印發《電力系統調節能力優化專項行動實施方案(2025—2027年)》的通知
發改能源〔2024〕1803號
各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委、能源局，北京市城市管理委員會，天津市、遼寧省、上海市、重慶市、四川省、甘肅省工信廳(經信委)，國家能源局各派出機構，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、內蒙古電力(集團)有限責任公司、中國華能集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司、國家電力投資集團有限公司、中國長江三峽集團有限公司、國家能源投資集團有限責任公司、國家開發投資集團有限公司、華潤(集團)有限公司、中國中煤能源集團有限公司、中國國際工程咨詢有限公司，中國電力企業聯合會，電力規劃設計總院、水電水利規劃設計總院、國核電力規劃設計研究院有限公司：
為進一步落實《加快構建新型電力系統行動方案(2024—2027年)》和《關于加強電網調峰儲能和智能化調度能力建設的指導意見》，著力提升電力系統調節能力和調用水平，有效支撐新能源消納利用，國家發展改革委、國家能源局制定了《電力系統調節能力優化專項行動實施方案(2025—2027年)》。現印發給你們，請認真組織落實，因地制宜推進調節能力建設。
國家發展改革委
國 家 能 源 局
2024年12月20日
電力系統調節能力優化專項行動實施方案(2025—2027 年)
為加快實施《加快構建新型電力系統行動方案(2024—2027 年)》和《關于加強電網調峰儲能和智能化調度能力建設的指導意見》有關要求，著力提升電力系統調節能力和調用水平，支撐新型電力系統構建，制定本方案。
一、總體要求
以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，深入貫徹落實黨的二十大及二十屆二中、三中全會精神，把握新發展階段，貫徹新發展理念，構建新發展格局，統籌發展和安全，充分發揮市場作用，更好發揮政府作用，著力針對各地區新能源合理消納利用要求，科學分析調節能力需求規模和特征，制定各類調節資源合理配置和優化組合方案，優化各類調節資源調用方式，優化電力系統調節能力，加快推進新型電力系統建設。
到 2027 年，電力系統調節能力顯著提升，各類調節資源發展的市場環境和商業模式更加完善，各類調節資源調用機制進一步完善。通過調節能力的建設優化，支撐 2025—2027 年年均新增 2 億千瓦以上新能源的合理消納利用，全國新能源利用率不低于 90%。
二、編制調節能力建設方案
調節能力建設方案是能源電力發展規劃的組成部分。各省(區、 市)能源主管部門要落實本實施方案要求，編制本地區調節能力建設方案，于 2025 年 6 月底前報送國家發展改革委、國家能源局，并于每年年初結合“十五五”能源電力規劃相關工作，報送年度實施進展、滾動修編等情況，國家能源局派出機構同步做好監管。
(一)科學測算調節能力需求。充分統籌新能源發展規模、技術經濟性及電力市場運行等因素，銜接落實國家能源電力發展規劃，以保障電力系統安全穩定運行和新能源合理消納利用為目標，科學確定調節能力需求。
(二)著力增強抽水蓄能調節能力。高質量建設一批生態友好、條件成熟的抽水蓄能電站，充分發揮抽水蓄能削峰填谷等多重作用，提升系統支撐調節能力。
(三)著力提升火電調節能力。按照 2027 年實現存量煤電機組“應改盡改”原則制定靈活性改造推進方案。在保障安全前提下，探索煤電機組深度調峰，最小技術出力達到新一代煤電升級有關指標要求，并確保煤耗不大幅增加，機組涉網性能符合系統運行要求。鼓勵煤電企業結合市場需求自主配置調頻儲能。在具備條件的地區適度布局一批調峰氣電項目，進一步提升氣電調峰能力。
(四)改造或建設一批調度機構統一調度的新型儲能電站。推動具備條件的存量新能源配建儲能實施改造，由電力調度機構統一調度運行，提升調用水平。在統籌安排各類調節資源建設規模基礎上，結合系統供電保障和安全穩定運行需要，優化選擇適宜新型儲能技術，高質量建設一批技術先進、發揮功效的新型儲能電站。
(五)統籌提升可再生能源調節能力。大力支持流域龍頭水庫電站建設，積極推進流域水電擴機增容等靈活性提升改造，著力提高流域整體調節能力。積極布局系統友好型新能源電站建設，充分發揮新能源主動調節能力。因地制宜建設光熱電站，鼓勵生物質發電發揮調節能力。
(六)大力提升電網資源配置調節能力。充分考慮區域間、省間電力供需互補情況，合理提出區域間、省間調節資源優化配置方案，通過加強網架、優化運行方式、健全跨省跨區市場機制等措施，實現各類調節資源共享調配。加強并網接入管理，按照新型電力系統發展建設要求，加強調節性電源送出工程建設，完善新建電源接網程序，及時、規范做好項目并網接入工作。
(七)深入挖掘負荷側資源調節潛力。優化省內負荷布局，以市場化方式引導具備條件的可調節負荷參與電力運行調節，明確以虛擬電廠、智能微電網等方式規范化、規模化、常態化、市場化參與系統調節的方案，健全完善負荷側響應資源的調度運行機制和市場交易機制，實現可觀、可測、可調、可控。
三、完善調節資源調用方式
(八)完善調節資源的分級調度。立足現行調度體系，結合各類調節資源功能定位，科學確定調度關系，強化各級調度優化銜接。科學開展電力調度，嚴格按照“三公”原則實施調度和“兩個細則” 考核管理。國家電力調度中心、南網總調、區域調度中心分別做好調節資源在區域間和省間的優化調用，推動調節資源跨地區共享。 電力調度機構應推動智能化調度控制技術應用，實現各類調節資源分級精細化管理。
(九)明確各類調節資源的調用序位。綜合考慮系統需要、調度安全性、調節經濟性等因素，各地區應研究提出各類調節資源的合理調用序位表，明確資源調用原則、優先級等，盡量減少主力煤電機組頻繁深度調峰、日內啟停調峰，實現資源優化配置。在電力現貨市場連續運行地區，遵循市場交易結果調用各類調節資源，加強交易結果與序位表的校核分析，偏差過大時及時修訂完善，促進市場機制更加合理。
(十)差異化發揮抽水蓄能電站調節作用。按照電站定位確定調節服務范圍，省內調節電站重點發揮促進本地新能源消納及保障電力安全供應作用;區域調節電站應由省級以上電力調度機構調用，優先保障電力安全供應。
(十一)優化煤電機組的調用方式。經濟合理調用各類煤電機組，在確保安全的前提下，最大限度發揮煤電機組的經濟調節能力。探索挖掘自備煤電機組的調節潛力。
(十二)提升新型儲能調用水平。電力調度機構應結合本地實際制定新型儲能調度運行細則，明確新型儲能的調度關系。優化新型儲能調度運行，發揮移峰填谷和頂峰發電作用，增強本地電力供應保障能力，實現應用盡用。在新能源消納困難時段優先調度新型儲能，實現日內應調盡調，減少棄風棄光。
(十三)推動系統友好型新能源電站一體化調用。電力調度機構根據相關標準明確系統友好型新能源電站涉網性能、涉網參數及運行管理要求。完善相關市場機制，鼓勵系統友好型新能源電站充分發揮配套儲能和智慧調控的作用，科學制定相對確定的出力曲線，并按照一體化的方式調用。
(十四)探索沙戈荒大型風電光伏基地和水風光基地一體化調用。結合市場、價格等機制，試點探索沙戈荒基地和水風光基地一體化協同調用機制，優化基地整體涉網性能，提升穩定支撐能力。
四、完善調節資源參與市場機制
(十五)完善峰谷電價機制。電力現貨運行地區，科學設置市場價格上下限，通過市場競爭形成合理峰谷價差，積極推動各類調節資源參與現貨市場。尚未實現現貨運行地區，進一步完善峰谷分時電價政策，引導各地區根據凈負荷曲線優化峰谷時段劃分，提升峰谷差價經濟激勵水平。完善用戶側峰谷分時電價機制，實現與發電側電價機制聯動。推動售電公司與用戶簽訂峰谷分時電價合同。
(十六)加強區域內調節能力統籌和優化。建立健全調頻、備用輔助服務市場體系，鼓勵各地區因地制宜設置備用、爬坡、轉動慣量等輔助服務品種，基于調節速率、響應時間、調節時長、調節精度等細分性能，建立以調節效果為導向的市場機制，公平反映各類調節資源調節價值。強化輔助服務市場規則執行，規范開展考核補償工作。積極推動完善區域級輔助服務市場。在電網安全運行范圍內，鼓勵建立區域內負荷側可調節資源的跨省調用和交易機制。
(十七)加快建立市場化容量補償機制。現貨市場連續運行地區，加快建立市場化容量補償機制，以市場為導向確定容量需求和容量價值，對有效容量合理補償，引導各類資源向系統提供中長期穩定容量。
五、加強組織實施
(十八)加強組織領導。國家發展改革委、國家能源局負責統籌協調，全面指導各地調節能力建設工作。地方能源主管部門建立完善與電力運行、價格、國土、消防等相關主管部門、能源監管機構、各類電力企業等協同合作的工作機制，因地制宜協同推進工作。
(十九)積極推動先行先試。加快提升電力系統調節能力的新技術試點應用，作為各地推動新型電力系統建設的創新舉措，在后續新型電力系統建設成效評價中重點予以考慮。重大創新項目以及推進過程中的重要問題及時上報國家發展改革委、國家能源局。
(二十)落實各方責任。地方能源主管部門要做好方案編制、組織開展調節能力建設試點項目申報，多措并舉做好本地調節能力建設方案落實落地，切實推動本地區調節能力建設。地方電力運行主管部門負責負荷側資源開發利用、指導電力調度運行和做好電力市場相關工作。地方價格主管部門負責制定市場限價規則和市場化容量補償機制方案。電力調度機構嚴格執行調用方式，保障各類調節資源充分調用。能源電力企業按照調節能力建設方案，切實做好調節資源的高質量建設和健康規范運營，積極參與各類調節資源試點項目申報工作。
(二十一)加強經濟性評估。地方能源主管部門會同價格主管部門，在編制本地區調節能力建設方案時，要基于電力市場供需形勢、市場電價水平、系統凈負荷曲線等開展長周期仿真測算，評估調節能力經濟性和對當地電價水平影響，具有較好經濟性的調節能力建設項目可同步納入相關能源電力發展規劃。
(二十二)強化監管評估。國家能源局組織派出機構開展調節資源建設和調用情況監管，對新能源利用率大幅下降、新能源發展規模與調節能力不匹配、調節資源建設滯后、可調用調節能力未充分發揮的地區，督促省級能源主管部門分析原因并予以整改，及時出臺有關政策措施，切實保障新能源合理利用率。全國電力規劃實施監測預警中心按年度動態評估各地調節能力建設方案實施情況和發揮效果，基于各地上報方案統籌優化全國調節資源，開展全國調節能力經濟性評估，報國家發展改革委、國家能源局。
附件：調節能力建設方案(2025—2027 年)編制大綱
XX 省(區、市)調節能力建設方案(2025—2027 年)
一、發展現狀
(一)新能源消納利用現狀梳理截至上年年底時，本省(區、市)風電、光伏等新能源發電裝機規模、發電量、利用率情況。
(二)調節能力現狀梳理截至上年年底時，本省(區、市)火電、抽水蓄能、新型儲能、負荷側等各類調節資源規模和調節能力，以及上年各類調節資源的運行情況和調節能力利用水平。
二、面臨的形勢與挑戰
(一)發展形勢充分銜接本省(區、市)能源電力發展規劃，分析負荷發展水平、各類電源(含集中式新能源、分布式新能源、沙戈荒大型風電光伏基地等)和主網架工程規劃建設情況等。
(二)面臨挑戰結合發展形勢，客觀分析新能源高質量發展面臨的挑戰，包括但不限于調節能力建設、電網調度運行和政策保障機制等方面。
三、調節能力需求
充分銜接本省(區、市)能源電力發展規劃邊界條件，統籌可再生能源發展、技術經濟性等因素，以保障新能源合理消納利用為目標，通過生產運行模擬和基于市場的長周期仿真測試合理確定逐年調節能力需求、建設目標和布局。
四、調節能力建設方案
(一)電源側調節能力按照本實施方案有關要求，分類明確煤電、氣電、水電、光熱等各類電源調節能力建設的規模、布局及時序。
1. 可再生能源調節能力
2. 火電調節能力
(二)電網側調節能力從提升電網優化配置可再生能源能力角度，明確加強區域及省間聯絡和主網架的必要性、建設規模和時序。研究優化電網運行的重點措施。
(三)需求側調節能力建立需求側靈活調節資源庫，制定需求側資源常態化參與系統調節方案。
(四)抽水蓄能結合國家抽水蓄能發展規劃，落實 2024—2027 年投運的抽水蓄能電站調用情況，確保已投運電站全部調用，切實發揮系統調節能力。
(五)新型儲能按照本實施方案有關要求，結合調節能力需求，在統籌上述調節資源建設情況基礎上，科學優化不同時間尺度新型儲能建設規模、時長、布局和時序，細化發展模式，以及各類技術類型。
五、調節資源
調用方式完善措施包括但不限于各類調節資源的調用序位表;上一年度各類調節資源的調用情況，特別是各類調節資源在迎峰度夏、度冬以及新能源大發時段是否充分發揮調節能力等;推動完善各類調節資源調用方式的舉措及后續完善計劃。
六、市場機制和經濟性評估
(一)市場機制。關于建立完善體現靈活調節價值的市場體系和價格機制的有關情況，包括但不限于新型儲能及各類調節資源是否具有獨立市場主體地位、峰谷價差情況、輔助服務市場總體費用及分攤情況、是否開展容量補償試點、推動新能源參與電力市場交易現狀及后續工作計劃等。
(二)經濟性評估。基于電力市場供需形勢、市場電價水平、系統凈負荷曲線等開展長周期仿真測算，評估調節能力經濟性和對電價水平影響。
七、保障機制
包括但不限于充分調動各類主體建設和優化調用調節能力積極性的工作安排
注： 1. 存量煤電機組靈活性改造調節能力=∑(改造前各機組最小技術出力-改造后各機組最小技術出力)
2. 煤電調節能力=∑(煤電各機組最大技術出力-煤電各機組最小技術出力)(供熱期、非供熱期分別計算)
3. 氣電調節能力=∑(氣電各機組最大技術出力-氣電各機組最小技術出力)(供熱期、非供熱期分別計算)
4. 水電調節能力=∑(水電各機組預想出力-水電各機組強迫出力)(僅考慮日調節及以上水電)
5. 光熱調節能力=∑(光熱各機組最大技術出力-光熱各機組最小技術出力)
6. 核電調節能力=∑(核電各機組最大技術出力-核電各機組最小技術出力)
7. 抽水蓄能調節能力=抽水蓄能規模×2
8. 新型儲能調節能力=新型儲能規模×2
9. 可調節負荷指具有靈活調節能力，可以根據電力系統運行需要，調整用電行為、用電方式，增加或減少用電功率的電力負荷
10. 備用負荷容量指提前簽訂協議，并通過專業機構技術驗證的，在用電高峰時段，可快速響應或直接中斷的負荷
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