个人观点：新的电力系统早已确定调节消纳将是下一阶段重点，消纳无非就是
电源自身负荷调节：可调：传统化石能源，新能源风光自身发电不可调，水电受防汛等需求可调空间有限。根据国情这里就会有煤电调节为主，煤电目前调节涉及运行稳定和经济性目前。
网：网自身并不可调，方法就是建设大区域平衡将是网的作用。
用户：储能（我们一般把储能单独作为用户他自身不发电）、虚拟电厂。用户侧调节潜力一直未大力开发，用户侧原来粗放式以需求为主动的用电方式将会进一步精细化，此项工作将会带来节省。
来源：国家能源局节选部分内容
到2027年，电力系统调节能力显著提升，各类调节资源发展的市场环境和商业模式更加完善，各类调节资源调用机制进一步完善。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%。
二、编制调节能力建设方案
调节能力建设方案于2025年6月底前报送国家发展改革委、国家能源局，并于每年年初结合“十五五”能源电力规划相关工作，报送年度实施进展、滚动修编等情况。
(一)科学测算调节能力需求。充分统筹新能源发展规模、技术经济性及电力市场运行等因素。
(二)着力增强抽水蓄能调节能力。
(三)着力提升火电调节能力。按照2027年实现存量煤电机组“应改尽改”原则制定灵活性改造推进方案。在保障安全前提下，探索煤电机组深度调峰，最小技术出力达到新一代煤电升级有关指标要求，并确保煤耗不大幅增加，机组涉网性能符合系统运行要求。鼓励煤电企业结合市场需求自主配置调频储能。在具备条件的地区适度布局一批调峰气电项目，进一步提升气电调峰能力。
(四)改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。
(五)统筹提升可再生能源调节能力。大力支持流域龙头水库电站建设，积极推进流域水电扩机增容等灵活性提升改造。因地制宜建设光热电站，鼓励生物质发电发挥调节能力。
(六)大力提升电网资源配置调节能力。通过加强网架、优化运行方式、健全跨省跨区市场机制等措施。
(七)深入挖掘负荷侧资源调节潜力。优化省内负荷布局，以市场化方式引导具备条件的可调节负荷参与电力运行调节，明确以虚拟电厂、智能微电网等方式规范化、规模化、常态化、市场化参与系统调节的方案。
三、完善调节资源调用方式
(八)完善调节资源的分级调度。电力调度机构应推动智能化调度控制技术应用，实现各类调节资源分级精细化管理。
(九)明确各类调节资源的调用序位。综合考虑系统需要、调度安全性、调节经济性等因素，各地区应研究提出各类调节资源的合理调用序位表，明确资源调用原则、优先级等，尽量减少主力煤电机组频繁深度调峰、日内启停调峰，实现资源优化配置。在电力现货市场连续运行地区，遵循市场交易结果调用各类调节资源，加强交易结果与序位表的校核分析，偏差过大时及时修订完善，促进市场机制更加合理。
(十)差异化发挥抽水蓄能电站调节作用。按照电站定位确定调节服务范围，省内调节电站重点发挥促进本地新能源消纳及保障电力安全供应作用；区域调节电站应由省级以上电力调度机构调用，优先保障电力安全供应。
(十一)优化煤电机组的调用方式。经济合理调用各类煤电机组，在确保安全的前提下，最大限度发挥煤电机组的经济调节能力。探索挖掘自备煤电机组的调节潜力。
四、完善调节资源参与市场机制
(十五)完善峰谷电价机制。电力现货运行地区，科学设置市场价格上下限，通过市场竞争形成合理峰谷价差，积极推动各类调节资源参与现货市场。尚未实现现货运行地区，进一步完善峰谷分时电价政策，引导各地区根据净负荷曲线优化峰谷时段划分，提升峰谷差价经济激励水平。完善用户侧峰谷分时电价机制，实现与发电侧电价机制联动。推动售电公司与用户签订峰谷分时电价合同。
(十六)加强区域内调节能力统筹和优化。建立健全调频、备用辅助服务市场体系，鼓励各地区因地制宜设置备用、爬坡、转动惯量等辅助服务品种，基于调节速率、响应时间、调节时长、调节精度等细分性能，建立以调节效果为导向的市场机制，公平反映各类调节资源调节价值。强化辅助服务市场规则执行，规范开展考核补偿工作。积极推动完善区域级辅助服务市场。在电网安全运行范围内，鼓励建立区域内负荷侧可调节资源的跨省调用和交易机制。
(十七)加快建立市场化容量补偿机制。现货市场连续运行地区，加快建立市场化容量补偿机制，以市场为导向确定容量需求和容量价值，对有效容量合理补偿，引导各类资源向系统提供中长期稳定容量。
五、加强组织实施
地方电力运行主管部门负责负荷侧资源开发利用、指导电力调度运行和做好电力市场相关工作。
