近日，国家发展改革委、国家能源局等部门先后发布了《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》《电力负荷管理办法（征求意见稿）》《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》《国家能源局关于开展电力系统调节性电源建设运营综合监管工作的通知》等一系列文件，加强对于需求侧资源、调节性电源的规划和管理。电力市场化改革研究专家认为，这标志着新型电力系统建设进入新的阶段。

为实现“双碳”目标，2021年3月，我国提出要构建以新能源为主体的新型电力系统。两年多来，以光伏、风电为代表的可再生能源装机规模迅速上升。国家能源局统计数据显示，截至2022年底，我国已经实现可再生能源装机总量超过煤电装机的历史性壮举。作为输送清洁能源的大通道，电网投资建设也在持续加码，两大电网公司不断调高电网投资额，多条特高压线路核准及建设提速。

然而，新型电力系统是一个源、网、荷、储一体协同的系统。从电源侧看，随着新能源装机比例快速上升，其带来的发电随机性、波动性问题，促使相关方面必须加快推动储能项目建设；从电网侧看，保障供电可靠、运行安全，则需要大幅提升电力系统调峰、调频和调压等能力，需要配置相关技术设备。

近期新鲜出炉的多个文件，正是从上述方面进一步推动新型电力系统的建设。针对抽水蓄能、调节性电源的规划建设和运营，相关文件明确指出，当前抽水蓄能电站在部分地区存在前期论证不够、工作不深、需求不清、项目申报过热等情况，要求相关方面分省分区域、未来合理需求开展需求论证，重点聚焦“十四五”、统筹“十五五”开工项目规模，以2030年和2035年为规划水平年开展需求论证，并对2040年进行初步分析和展望。针对发电和电网企业，有关方面则将开展抽水蓄能、煤电灵活性改造机组、燃气发电、调节性水电、新型储能等灵活调节性电源及资源建设运营综合监管，全面摸清底数。

《电力负荷管理办法（征求意见稿）》和《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》提出，省级电力运行主管部门应组织电网企业制定需求响应实施方案。到2025年，各地需求响应能力达到最大用电负荷的3%至5%。到2030年，形成规模化的实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资源共享互济。

华南理工大学电力学院电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇表示，仅依靠传统电源调节实现电力平衡、缓解局部时段和局部地区用电紧张的旧模式已难以为继，迫切需要开发建设储能和调节性电源。储能和调节性电源参与电网运行将大幅提升电力系统运行的可靠性、灵活性和经济性，保障能源的绿色高效供应，助力“双碳”目标下新型电力系统建设。