2月27日，國家發展改革委發布消息，近日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發了《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》(以下簡稱《指導意見》)。《指導意見》對加強電力系統調節能力建設各項重點任務作出系統部署，明確了相關要求。

　　《指導意見》明確，到2027年，電力系統調節能力顯著提升，抽水蓄能電站投運規模達到8000萬千瓦以上，需求側響應能力達到最大負荷的5%以上，保障新型儲能市場化發展的政策體系基本建成，適應新型電力系統的智能化調度體系逐步形成，支撐全國新能源發電量占比達到20%以上、新能源利用率保持在合理水平，保障電力供需平衡和系統安全穩定運行。

　　《指導意見》堅持系統觀念，統籌源、網、荷、儲各側調節資源，重點部署了四方面任務。一是加強調峰能力建設。著力提升支撐性電源調峰能力，統籌提升可再生能源調峰能力，大力提升電網優化配置可再生能源能力，挖掘需求側資源調峰潛力。二是推進儲能能力建設。做好抽水蓄能電站規劃建設，推進電源側新型儲能建設，優化電力輸、配環節新型儲能發展規模和布局，發展用戶側新型儲能，推動新型儲能技術多元化協調發展。三是推動智能化調度能力建設。推進新型電力調度支持系統建設，提升大電網跨省跨區協調調度能力，健全新型配電網調度運行機制，探索多能源品種和源網荷儲協同調度機制。四是強化市場機制和政策支持保障。積極推動各類調節資源參與電力市場，建立健全促進調節資源發展的價格機制，健全完善管理體系。

　　《指導意見》提出健全完善工作機制、統籌制定實施方案、加強實施方案評估和落實、壓實地方和企業責任四方面工作要求。國家發展改革委、國家能源局將完善電力系統調峰能力考核制度，統籌推進全國電網調峰、儲能和智能化調度能力建設，組織相關機構對各地及電網企業的實施方案開展評估，持續完善相關政策和標準體系。省級政府主管部門落實屬地責任，負責本地區調峰、儲能能力建設實施方案的制定和組織實施，保障本地區電力安全穩定供應和可再生能源高質量消納。能源電力企業落實主體責任，依據實施方案做好調峰、儲能項目建設和運行工作;電網企業制定統籌推進主網、配網智能化調度能力建設實施方案，并做好調峰、儲能資源的智能化調度工作。

　　以下為指導意見全文：

各省、自治區、直轄市發展改革委、能源局，北京市城管委，天津市、遼寧省、上海市、重慶市、四川省、甘肅省工信廳(經信委)，中國核工業集團有限公司、國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、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、華潤集團有限公司、國家開發投資集團有限公司、中國廣核集團有限公司：

　　電網調峰、儲能和智能化調度能力建設是提升電力系統調節能力的主要舉措，是推動新能源大規模高比例發展的關鍵支撐，是構建新型電力系統的重要內容。為更好統籌發展和安全，保障電力安全穩定供應，推動能源電力清潔低碳轉型，現就加強電網調峰、儲能和智能化調度能力建設提出如下意見。

　　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精神，完整、準確、全面貫徹新發展理念，加快構建新發展格局，著力推動高質量發展，統籌發展和安全，深入推進能源革命，統籌優化布局建設和用好電力系統調峰資源，推動電源側、電網側、負荷側儲能規模化高質量發展，建設靈活智能的電網調度體系，形成與新能源發展相適應的電力系統調節能力，支撐建設新型電力系統，促進能源清潔低碳轉型，確保能源電力安全穩定供應。

　　——問題導向，系統謀劃。聚焦電力系統調節能力不足的關鍵問題，堅持全國一盤棋，推動規劃、建設、運行各環節協同發展，推動技術、管理、政策、機制各方面協同發力，充分發揮源網荷儲各類調節資源作用。

　　——市場主導，政策支持。充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好發揮政府作用，完善體現靈活調節價值的市場體系和價格機制，充分調動各類主體建設調節能力的積極性。

　　——因地制宜，科學配置。綜合考慮各地資源條件、源網結構、負荷特性、承受能力等因素，結合實際推動各類調節資源合理配置和優化組合，保障新能源合理消納利用。

　　——堅守底線，安全充裕。堅持底線思維、極限思維，堅持安全第一、先立后破，動態研判電力系統對調節能力的需求，適度加快調峰、儲能及智能化調度能力建設，推動電力系統調節能力保持合理裕度，增強極端情況防范應對能力，確保電力系統安全穩定運行。

　　到2027年，電力系統調節能力顯著提升，抽水蓄能電站投運規模達到8000萬千瓦以上，需求側響應能力達到最大負荷的5%以上，保障新型儲能市場化發展的政策體系基本建成，適應新型電力系統的智能化調度體系逐步形成，支撐全國新能源發電量占比達到20%以上、新能源利用率保持在合理水平，保障電力供需平衡和系統安全穩定運行。

　　二、加強調峰能力建設

　　(一)著力提升支撐性電源調峰能力。深入開展煤電機組靈活性改造，到2027年存量煤電機組實現“應改盡改”。在新能源占比較高、調峰能力不足的地區，在確保安全的前提下探索煤電機組深度調峰，最小發電出力達到30%額定負荷以下。在氣源有保障、氣價可承受、調峰需求大的地區，適度布局一批調峰氣電項目，充分發揮燃氣機組快速啟停優勢，提升系統短時頂峰和深度調節能力。探索核電調峰，研究核電安全參與電力系統調節的可行性。

　　(二)統籌提升可再生能源調峰能力。積極推動流域龍頭水庫電站建設，推動水電擴機增容及發電潛力利用，開展梯級水電站協同優化調度，提升水電調峰能力。充分發揮光熱發電的調峰作用。推動系統友好型新能源電站建設，通過加強高精度、長時間功率預測技術和智慧集控技術的應用，實現風光儲協調互補，推動電站具備一定的電網調峰和容量支撐能力。

　　(三)大力提升電網優化配置可再生能源能力。充分發揮大電網優化資源配置平臺作用，加強可再生能源基地、調節性資源和輸電通道的協同，強化送受端網架建設，支撐風光水火儲等多能打捆送出。加強區域間、省間聯絡線建設，提升互濟能力，促進調峰資源共享。探索應用柔性直流輸電等新型輸電技術，提升可再生能源高比例送出和消納能力。

　　(四)挖掘需求側資源調峰潛力。全面推進需求側資源常態化參與電力系統調峰。深入挖掘可調節負荷、分布式電源等資源潛力，支持通過負荷聚合商、虛擬電廠等主體聚合形成規模化調節能力，推動實施分鐘級、小時級需求響應，應對短時電力供需緊張和新能源消納困難問題。

　　三、推進儲能能力建設

　　(五)做好抽水蓄能電站規劃建設。綜合考慮電力系統需求和抽水蓄能站點資源建設條件，在滿足本地自用需求的基礎上，優化配置區域內省間抽水蓄能資源，統籌規劃抽水蓄能與其他調節資源，合理布局、科學有序開發建設抽水蓄能電站，避免盲目決策、低水平重復建設等問題，嚴防生態安全隱患。

　　(六)推進電源側新型儲能建設。鼓勵新能源企業通過自建、共建和租賃等方式靈活配置新型儲能，結合系統需求合理確定儲能配置規模，提升新能源消納利用水平、容量支撐能力和涉網安全性能。對以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型新能源基地，合理規劃建設配套儲能并充分發揮調節能力，為支撐新能源大規模高比例外送、促進多能互補發展發揮更大作用。

　　(七)優化電力輸、配環節新型儲能發展規模和布局。在電網關鍵節點，結合系統運行需求優化布局電網側儲能，鼓勵建設獨立儲能，更好發揮調峰、調頻等多種調節功能，提升儲能運行效益。在偏遠地區和輸變電站址資源緊張地區，合理建設電網側儲能，適度替代輸變電設施。

　　(八)發展用戶側新型儲能。圍繞大數據中心、5G基站、工業園區等終端用戶，依托源網荷儲一體化模式合理配置用戶側儲能，提升用戶供電可靠性和分布式新能源就地消納能力。探索不間斷電源、電動汽車等用戶側儲能設施建設，推動電動汽車通過有序充電、車網互動、換電模式等多種形式參與電力系統調節，挖掘用戶側靈活調節能力。

　　(九)推動新型儲能技術多元化協調發展。充分發揮各類新型儲能的技術經濟優勢，結合電力系統不同應用場景需求，選取適宜的技術路線。圍繞高安全、大容量、低成本、長壽命等要求，開展關鍵核心技術裝備集成創新和攻關，著力攻克長時儲能技術，解決新能源大規模并網帶來的日以上時間尺度的系統調節需求。探索推動儲電、儲熱、儲冷、儲氫等多類型新型儲能技術協調發展和優化配置，滿足能源系統多場景應用需求。

　　四、推動智能化調度能力建設

　　(十)推進新型電力調度支持系統建設。推動“云大物移智鏈邊”、5G等先進數字信息技術在電力系統各環節廣泛應用，增強氣象、天氣、水情及源網荷儲各側狀態數據實時采集、感知和處理能力，實現海量資源的可觀、可測、可調、可控，提升電源、儲能、負荷與電網的協同互動能力。

　　(十一)提升大電網跨省跨區協調調度能力。充分利用我國地域遼闊、各區域負荷特性和新能源資源存在差異、互補潛力較大的特點，挖掘跨省跨區送受端調節資源的互濟潛力，通過靈活調度動態優化送電曲線，實現更大范圍的電力供需平衡和新能源消納。適應新能源出力大幅波動帶來的省間電力流向調整，加強電網靈活調度能力建設，提升電網安全穩定運行水平。

　　(十二)健全新型配電網調度運行機制。推動配電網調度控制技術升級，實現動態感知、精準控制，推動主網和配網協同運行，提升靈活互動調節能力。建立配電網層面源網荷儲協同調控機制，支撐分布式新能源和用戶側儲能、電動汽車等可調節資源并網接入，提升配電網資源配置能力和新能源就地消納水平，保障電網安全運行。

　　(十三)探索多能源品種和源網荷儲協同調度機制。依托多能互補發展模式，探索流域水風光一體化基地聯合調度機制以及風光水火儲多品種電源一體化協同調度機制，提升大型可再生能源基地整體調節性能。推動源網荷儲一體化、負荷聚合商等主體作為整體接入公用電網并接受電網統一調度，實現內部多主體的協同優化，降低大電網的調節壓力。

　　五、強化市場機制和政策支持保障

　　(十四)積極推動各類調節資源參與電力市場。明確源網荷各側調節資源和風光儲聯合單元、負荷聚合商、虛擬電廠等主體的獨立市場地位。加快電力現貨市場建設，支持調節資源通過市場化方式獲取收益。完善輔助服務市場建設，探索煤電機組通過市場化啟停調峰獲取收益，根據各地系統運行需求探索增加備用、爬坡、轉動慣量等輔助服務品種。按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制。

　　(十五)建立健全促進調節資源發展的價格機制。綜合考慮電力系統需要和終端電價承受能力，落實煤電容量電價機制，健全儲能價格形成機制。指導地方進一步完善峰谷分時電價政策，綜合考慮系統凈負荷曲線變化特征，動態優化時段劃分和電價上下浮動比例，通過實施尖峰電價等手段提高經濟激勵水平，引導用戶側參與系統調節。

　　(十六)健全完善管理體系。建立健全電力系統調峰、儲能和智能化調度相關技術標準和管理體系。結合地區電網發展實際，完善新能源并網技術標準，制定儲能并網管理細則及調度規范，建立虛擬電廠等主體涉網及運行調度技術標準。制定煤電深度調峰改造相關技術標準，切實保障煤電深度調峰運行安全。強化新型電力系統網絡安全保障能力，加強調度智能化信息安全風險防范。

　　六、加強組織實施

　　(十七)健全完善工作機制。國家發展改革委、國家能源局建立健全工作機制，統籌推進全國電網調峰、儲能和智能化調度能力建設，加強對各地的工作指導和協調，研究解決工作推進中遇到的重大問題，持續完善相關政策和標準體系。

　　(十八)統籌制定實施方案。省級政府主管部門制定調峰儲能能力建設實施方案，科學確定各類調節資源建設目標、布局和時序;電網企業制定統籌推進主網、配網智能化調度能力建設實施方案，報國家發展改革委、國家能源局。

　　(十九)加強實施方案評估和落實。國家發展改革委、國家能源局完善電力系統調峰能力考核制度，組織相關機構對各地及電網企業的實施方案開展評估，指導相關單位完善實施方案，逐年推動落實。

　　(二十)壓實地方和企業責任。省級政府主管部門落實屬地責任，負責本地區調峰、儲能能力建設的組織實施，保障本地區電力安全穩定供應和可再生能源高質量消納。能源電力企業落實主體責任，依據實施方案做好調峰、儲能項目建設和運行工作，電網企業做好調峰、儲能資源的智能化調度工作。