提升系统调节能力的电价机制尚未形成。一是抽水蓄能的电价疏导需尽快出台实施细则，明确资本金核定、容量电费分摊等问题;二是尚未形成促进新型储能发展的价格机制，电网侧替代性储能电价政策尚处于研究探索阶段;三是负荷侧资源主动参与调节积极性不高，通过价格信号调动需求侧资源的机制还未形成。

调节能力需求及调节措施适用场景

　　调节能力需求

　　未来电力系统调节能力需求逐步攀升，并呈现不同时空尺度特性。“十四五”时期，新能源占比逐渐提高，煤电逐步向基础保障性和系统调节性电源转型。根据《“十四五”现代能源体系规划》，2025年灵活调节电源占比达到24%左右。

　　远期看，构建新型电力系统，新能源成为主体电源之后，其季节性出力特性受天气影响大，对调节能力的需求将更大，特别是对小时级以上的调节需求将更加突出。需要挖掘源网荷储各环节的能力，要利用好可中断负荷、虚拟电厂、跨省跨区交易等调节手段，推进电动汽车、远期的长周期新型储能、氢储能的利用。

　　从需求类型看，系统调节能力体现为向下调节需求和向上调节需求。从时间尺度看，系统调节能力的需求可分为短期调节需求(秒级到数小时)、中期调节需求(数小时到数日)、长期调节需求(数日到数月)。短期调节需求包括提高电能质量、一次调频、平滑新能源出力、无功支撑等;中期调节需求包括跟踪出力计划、二次调频、日内削峰填谷、提供系统备用等;长期调节需求包括长期需求侧响应、季节性调峰等。

　　调节电源特性

　　系统调节电源主要包括煤电灵活性改造、调峰气电、有调节能力的水电、抽水蓄能和电化学储能等，未来还将包括压缩空气储能、氢储能和合成燃料储能等。不同调节电源在性能、成本和配置要求等方面存在差异，需要综合考虑各类调节电源特点和应用场景需求，因地制宜合理配置。

　　适用场景

　　针对新能源大规模发展带来的超短期、短期调节需求，为提高新能源频率响应特性和短期调节能力，在集中式新能源场站配置一定比例储能，主要选择能够快速响应新能源波动的电化学储能。

　　针对新能源更大规模发展带来的日内、周调节需求，应通过抽水蓄能电站、灵活煤电、可调节水电以及未来布局氢能等措施，进一步提升系统调节能力。

调节能力提升路径

　　电源侧提升路径

　　一是持续推进煤电灵活性改造制造，提升煤电支撑保障能力。煤电灵活性改造技术成熟、综合能效高，煤电深度调峰运行煤耗升高，但考虑增加新能源消纳后的综合供电煤耗显著下降，对于我国国情而言，煤电灵活性改造是提高系统调节能力的现实选择。且国内外运行经验表明，煤电灵活性改造技术可行。经济性上，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500元～1500元之间，低于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段。因此，我国要加强规划引导，有序安排煤电机组灵活性改造项目。

　　二是加快抽水蓄能电站建设及改造。推动已开工的项目尽快投产运行，尽早发挥作用;因地制宜，建设中小型抽水蓄能电站;对具备条件的水电站进行抽水蓄能改造。

　　三是发挥流域水电集群效益。通过联合调度，利用好梯级电站水能资源，形成梯级电站大型储能项目，实现水电与新能源多能互补运行。

　　四是因地制宜发展天然气调峰电站。建设调峰气电，同时鼓励热电联产气电开展灵活性改造，进一步提升调节能力。

　　五是引导新能源积极主动参与系统调节。综合考虑技术经济性，合理确定新能源利用率目标;利用好其自身调节能力，多途径提升新能源并网友好性。

　　电网侧提升路径

　　一是规划建设跨省跨区输电通道，提升资源大范围优化配置能力。预计2025年,“西电东送”能力达到3.6亿千瓦以上。

　　二是加强送受端省份对接协作，优化运行方式，发挥大电网互联综合效益。充分利用邻近省区调节能力，提升地区整体的新能源消纳水平;建立送受端地区协作机制，最大程度发挥远距离大规模送电的效率效益。

　　三是加快配电网改造和智能化升级。满足分布式电源、电动汽车充电设施、新型储能、数据中心等多元化负荷的灵活接入，推进新能源就地开发、就近消纳。

　　四是优化调度运行机制，共享储能资源。基于“低碳、高效、经济”的原则，构建多层次智能电力系统调度体系，电网统一调度“共享储能”，实现储能在不同场站间共享使用。

　　负荷侧提升路径

　　一是挖掘需求侧响应能力。着力提升大工业高载能负荷灵活性，引导用户优化用电负荷，增强电网应急调节能力。这对缓解电力供需矛盾，保障系统安全运行也具有重要意义。

　　二是引导电动汽车有序充放电。利用现代信息技术和价格手段，推动电动汽车参与电力系统调节。

　　三是发展多元灵活性负荷。因地制宜发展电供暖、电制氢、电转气等多元负荷，在新能源富集地区，鼓励热泵供热、电制氢、电制甲烷等灵活用电负荷，主动参与系统运行，减少系统峰谷差，从而提升新能源消纳能力。