《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》解读

电网调峰、储能和智能化调度能力建设是提升电力系统调节能力的主要举措，是推动新能源大规模高比例发展的关键支撑，是构建新型电力系统的重要内容。近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》（以下简称《指导意见》），为形成与新能源快速发展相适应的电力系统调节能力提供了解决方案，对构建新型电力系统、促进能源清洁低碳转型、确保能源电力安全稳定供应具有重要意义。

深刻认识提升电力系统调节能力的重要意义

提升电力系统调节能力是确保电力系统安全稳定运行的应有之义。随着新型电力系统建设步伐的不断加快，我国电网规模日益扩大，电网元件日益多元，传统交流电网向交直流混合电网转变，“高比例可再生能源”和“高比例电力电子设备”的“双高”特征愈发凸显。加大电网调峰、储能和智能化调度能力建设，能够有效提升电力系统调节能力，有效解决“双高”特征给电力系统带来的中长时间尺度电力电量平衡问题和较短时间尺度的抗扰性能、调频调压等安全稳定问题，是保障新型电力系统安全充裕的重要内容。

提升电力系统调节能力是缓解新能源消纳矛盾的必然选择。随着新能源渗透率的快速升高，无论是北方的新能源基地项目，还是中东部的分布式能源，均面临严峻的消纳压力。由于新能源间歇性、波动性对电力系统稳定运行带来巨大冲击，迫切需要加强系统调峰能力、推进各类储能能力建设、推动智能化调度能力建设，为新能源消纳提供关键支撑。

提升电力系统调节能力是提高电力系统运行效能的发展取向。在电源侧，随着大规模新能源的并网接入，电网并网点及附近局部电网会产生电压骤降、频率偏差、谐波和三相不平衡等一系列影响。在负荷侧，以电动汽车为代表的新型多元化负荷快速发展，也因其负荷存在时空不确定性，可能在局部区域和特定时段加剧配电网电能质量问题。加大电网调峰、储能和智能化调度能力建设，能够有效适应源网荷储多元互动的智能调控需求，平抑新能源和用电负荷波动，延长发电机组使用寿命，提高输变电设备利用率，改善用户电能质量，对提升能源资源的综合利用效率具有积极意义。

统筹兼顾，系统建立电力系统调节能力提升的新模式

一是科学设置提升电力系统调节能力目标。大规模新能源发展配置多大规模的系统调节能力是核心问题。《指导意见》统筹电力系统调节能力的关键环节，按照“因地制宜，科学配置”的思路，提出到2027年，抽水蓄能电站投运规模达到8000万千瓦以上，需求侧响应能力达到最大负荷的5%以上。同时在政策保障方面集中发力，要求基本建成保障 市场化发展的政策体系和逐步形成适应新型电力系统的智能化调度体系，支撑全国新能源发电量占比达到20%以上、新能源利用率保持在合理水平。

二是系统谋划在安全充裕的基础上提升调节能力。调节能力涉及电力系统的各个层面。《指导意见》突出规划、建设、运行等全流程各环节，从技术、管理、政策、机制各方面提出要求，充分发挥源网荷储各类调节资源作用。同时要求坚持安全第一、先立后破，动态研判电力系统对调节能力的需求，适度加快调峰、储能及智能化调度能力建设，推动电力系统调节能力保持合理裕度，增强极端情况防范应对能力，确保电力系统安全稳定运行。

三是有序有效调动各类主体建设调节能力的积极性。能否有效调动各类主体落实各自领域的调峰能力建设要求，是提升调峰能力能否落地的关键。《指导意见》突出“市场主导，政策支持”的理念，通过多种市场机制和政策机制等，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，完善体现灵活调节价值的市场体系和价格机制，充分调动各类主体建设调节能力的积极性。

分类施策，全面开拓电力系统调节能力提升的新路径

一是加强调峰能力建设。《指导意见》聚焦电源侧、电网侧、需求侧调峰资源建设，统筹考虑各类调节能力间的平衡。在电源侧，对煤电调峰、可再生能源调峰、气电调峰和核电调峰作出系统性安排。其中，对于煤电灵活性改造，要求到2027年存量煤电机组实现灵活性改造“应改尽改”；对于煤电灵活性改造深度，要求在新能源占比高、调峰能力不足的地区，在确保安全的前提下煤电机组最小发电出力达到30%额定负荷以下，进一步提升煤电的灵活调节电源作用。在电网侧，聚焦电网优化配置能力，要求充分发挥大电网优化资源配置平台作用，强化送受端网架建设，加强区域间、省间联络线建设，探索应用柔性直流输电等新型输电技术，提升可再生能源高比例送出和消纳能力。在需求侧，聚焦发挥各类新业态作用，要求深入挖掘可调节负荷、分布式电源等资源潜力，支持通过负荷聚合商、虚拟电厂等主体聚合形成规模化调节能力，推动实施分钟级、小时级需求响应，应对短时电力供需紧张和新能源消纳困难问题。

二是推进储能能力建设。《指导意见》突出发、输、配各环节储能协调发展，要求统筹规划抽水蓄能与其他调节资源，合理布局、科学有序开发建设抽水蓄能电站；在电源侧鼓励新能源企业结合系统需求合理确定储能配置规模，提升新能源消纳利用水平；在电网侧鼓励结合系统运行需求优化布局储能，提升储能运行效益；在用户侧依托源网荷储一体化模式合理配置用户侧储能，推动电动汽车多种形式参与电力系统调节，充分发挥用户侧灵活调节能力。技术创新仍是 发展速度和程度的核心。针对百花齐放的各类 技术，《指导意见》强调要结合电力系统不同应用场景需求，选取适宜的储能技术路线，开展关键核心技术装备集成创新和攻关，着力攻克长时储能技术，解决日以上时间尺度的系统调节需求，并探索推动其他类型储能技术协调发展和优化配置，满足能源系统多场景应用需求。

三是推动智能化调度能力建设。数字化、智能化的新型电力系统，可以更高效实现源网荷储协调，促进多能互补和多元互动，是提升系统调节能力的有效控制手段。《指导意见》要求，以先进数字信息技术应用为基础，提升电源、储能、负荷与电网的协同互动能力，聚焦“大电网”和“配电网”两个核心，对大电网跨省跨区协调调度能力、新型配电网调度运行机制提出具体建设目标，要求大电网能够适应新能源出力大幅波动带来的省间电力流向调整，配电网要建立源网荷储协同调控机制，支撑分布式新能源和用户侧储能、电动汽车等可调节资源并网接入，提升资源配置能力和新能源就地消纳水平。当前，源网荷储、多能互补基地化项目已成为新能源发展的重要模式，《指导意见》要求探索多能源品种和源网荷储协同调度机制，提升大型可再生能源基地整体调节性能，实现源网荷储各主体的协同优化，降低大电网的调节压力。

强化机制，激发各方参与电力系统调节能力提升的积极性

一是强化市场机制。市场机制是激发各类主体提升调节能力的基础。《指导意见》要求，明确源网荷各侧调节资源主体的独立市场地位，加快电力现货市场建设，支持调节资源通过市场化方式获取收益。对于煤电灵活性改造，煤电企业多反映灵活性改造入不敷出，且随着新能源快速发展日启停已成为常态，完善辅助服务市场是企业的共同诉求，《指导意见》提出要探索煤电机组通过市场化启停调峰获取收益，探索增加备用、爬坡、转动惯量等辅助服务品种。辅助服务费用在各电源品种内进行分摊的现状已经无法满足电力市场建设需求，《指导意见》提出要按照“谁受益、谁承担”的市场化原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，以充分激励电源侧主体的积极性。

二是强化价格机制。价格机制是激发各类主体提升调节能力的动力。针对煤电，通过容量电价回收部分或全部固定成本，从而稳定煤电行业预期，《指导意见》提出要落实煤电容量电价机制。对于储能，由于没有稳定的价格机制和成熟的商业模式，电网侧、电源侧、独立储能均无法形成稳定的收入，需要持续健全储能价格形成机制，《指导意见》对此进行了要求。对于负荷侧的价格机制，现有的峰谷分时电价、尖峰电价等，能够有效激励用户侧参与系统调节、推动用户主动配置储能等灵活资源，《指导意见》对此进行了肯定并提出继续完善峰谷电价相关政策等。

三是强化管理体系。技术标准是支撑各类调节能力提升改造的保障。《指导意见》要求建立健全电力系统调峰、储能和智能化调度相关技术标准和管理体系，要求完善新能源和储能并网、虚拟电厂、煤电深度调峰等方面的技术标准，从标准角度全面适应与新型电力系统相配套的调节能力提升要求，从而实现标准引领。网络信息安全是提升调节能力的重中之重，《指导意见》要求，强化新型电力系统网络安全保障能力，加强调度智能化信息安全风险防范。

（作者单位：中国电力企业联合会）