3月23日，國家發改委、國家能源局發布的《關于提升電力系統調節能力的指導意見》明確，科學優化電網建設，提升電力靈活度，加快推進電網調節能力提升。

意見指出，探索利用電動汽車儲能作用，提高電動汽車充電基礎設施的智能化水平和協同控制能力，加強充電基礎設施與新能源、電網等技術融合，通過“互聯網＋充電基礎設施”，同步構建充電智能服務平臺，積極推進電動汽車與智能電網間的能量和信息雙向互動，提升充電服務化水平。

建立企業、研究機構、高校多方參與的提升電力系統調節能力技術創新應用體系。加強火電靈活性改造技術的研發和應用，推進能源互聯網、智能微電網、電動汽車、儲能等技術的應用。著力通過技術進步和規模化應用促進電力系統與信息技術的融合和電儲能技術成本的降低。

國家發展改革委 國家能源局關于提升電力系統調節能力的指導意見

各省、自治區、直轄市及計劃單列市、新疆生產建設兵團發展改革委（能源局）、經信委（工信委、工信廳）、國家能源局各派出監管機構，國家電網公司、南方電網公司，華能、大唐、華電、國電投、國能投集團公司，國投公司、華潤集團，中國國際工程咨詢公司、電力規劃設計總院：

為貫徹落實黨的十九大精神，按照2017年中央經濟工作會議部署，以***新時代中國特色社會主義思想為指導，扎實推動能源生產和消費革命，推進電力供給側結構性改革，構建高效智能的電力系統，提高電力系統的調節能力及運行效率。現提出以下指導意見：

一、重要意義

黨的十九大報告指出，要推進能源生產和消費革命，構建清潔低碳、安全高效的能源體系。2017年中央經濟工作會議提出，要增加清潔電力供應，促進節能環保、清潔生產、清潔能源等綠色產業發展。當前，我國電力系統調節靈活性欠缺、電網調度運行方式較為僵化等現實造成了系統難以完全適應新形勢要求，大型機組難以發揮節能高效的優勢，部分地區出現了較為嚴重的棄風、棄光和棄水問題，區域用電用熱矛盾突出。為實現我國提出的2020年、2030年非化石能源消費比重分別達到15％、20％的目標，保障電力安全供應和民生用熱需求，需著力提高電力系統的調節能力及運行效率，從負荷側、電源側、電網側多措并舉，重點增強系統靈活性、適應性，破解新能源消納難題，推進綠色發展。

二、加快推進電源側調節能力提升

（一）實施火電靈活性提升工程。

根據不同地區調節能力需求，科學制定各省火電靈活性提升工程實施方案。“十三五”期間，力爭完成2．2億千瓦火電機組靈活性改造（含燃料靈活性改造，下同），提升電力系統調節能力4600萬千瓦。優先提升30萬千瓦級煤電機組的深度調峰能力。改造后的純凝機組最小技術出力達到30％～40％額定容量，熱電聯產機組最小技術出力達到40％～50％額定容量；部分電廠達到國際先進水平，機組不投油穩燃時純凝工況最小技術出力達到20％～30％。

（二）推進各類靈活調節電源建設。

加快已審批的選點規劃推薦的抽水蓄能電站建設，適時開展新一輪選點規劃，加快推進西南地區龍頭水庫電站建設。“十三五”期間，開工建設6000萬千瓦抽水蓄能電站和金沙江中游龍頭水庫電站。到2020年，抽水蓄能電站裝機規模達到4000萬千瓦（其中“三北”地區1140萬千瓦），有效提升電力系統調節能力。

在氣源有保障、調峰需求突出的地區發展一定規模的燃氣機組進行啟停調峰，“十三五”期間，新增調峰氣電規模500萬千瓦，提升電力系統調節能力500萬千瓦。

積極支持太陽能熱發電，推動產業化發展和規模化應用，“十三五”期間，太陽能熱發電裝機力爭達到500萬千瓦，提升電力系統調節能力400萬千瓦。

（三）推動新型儲能技術發展及應用。

加快新型儲能技術研發創新，重點在大容量液流、鋰離子、鈉硫、鉛炭電池等電化學儲能電池、壓縮空氣儲能等方面開展創新和推廣，提高新型儲能系統的轉換效率和使用壽命。在調峰調頻需求較大、棄風棄光突出的地區，結合電力系統輔助服務市場建設進度，建設一批裝機容量1萬千瓦以上的集中式新型儲能電站，在“三北”地區部署5個百兆瓦級電化學儲能電站示范工程。開展在風電、光伏發電項目配套建設儲能設施的試點工作。鼓勵分布式儲能應用。到2020年，建成一批不同技術類型、不同應用場景的試點示范項目。

三、科學優化電網建設

（四）加強電源與電網協調發展。

堅持市場需求為導向，在確定電源規劃和年度實施方案過程中，組織相關方確定電力消納市場、送電方向，同步制定接入電網方案，明確建設時序。根據不同發電類型和電網工程建設工期等，合理安排電源及配套電網項目的核準建設進度，確保同步規劃同步實施同步投產，避免投資浪費。

（五）加強電網建設。

加強新能源開發重點地區電網建設，解決送出受限問題。落實《電力發展“十三五”規劃》確定的重點輸電通道，“十三五”期間，跨省跨區通道新增19條，新增輸電能力1．3億千瓦，消納新能源和可再生能源約7000萬千瓦。進一步完善區域輸電網主網架，促進各電壓等級電網協調發展。

開展配電網建設改造，推動智能電網建設，滿足分布式電源接入需要，全面構建現代配電系統。按照差異化需求，提高信息化、智能化水平，提高高壓配電網“N－1”通過率，加強中壓配電網線路聯絡率，提升配電自動化覆蓋率。

（六）增強受端電網適應性。

開展專項技術攻關，發展微電網等可中斷負荷，解決遠距離、大容量跨區直流輸電閉鎖故障影響受端安全穩定運行問題，提升受端電網適應能力，滿足受端電網供電可靠性。

四、提升電力用戶側靈活性

（七）發展各類靈活性用電負荷。

推進售電側改革，通過價格信號引導用戶錯峰用電，實現快速靈活的需求側響應。開展智能小區、智能園區等電力需求響應及用戶互動工程示范。開展能效電廠試點。鼓勵各類高耗能企業改善工藝和生產流程，為系統提供可中斷負荷、可控負荷等輔助服務。全面推進電能替代，到2020年，電能替代電量達到4500億千瓦時，電能占終端能源消費的比重上升至27％。在新能源富集地區，重點發展熱泵技術供熱、蓄熱式電鍋爐等靈活用電負荷，鼓勵可中斷式電制氫、電轉氣等相關技術的推廣和應用。

（八）提高電動汽車充電基礎設施智能化水平。

探索利用電動汽車儲能作用，提高電動汽車充電基礎設施的智能化水平和協同控制能力，加強充電基礎設施與新能源、電網等技術融合，通過“互聯網＋充電基礎設施”，同步構建充電智能服務平臺，積極推進電動汽車與智能電網間的能量和信息雙向互動，提升充電服務化水平。

五、加強電網調度的靈活性

（九）提高電網調度智能水平。

構建多層次智能電力系統調度體系。優化開機方式，確定合理備用率。開展風電和太陽能超短期高精度功率預測、高滲透率新能源接入電網運行控制等專題研究，提高新能源發電參與日內電力平衡比例。實施風光功率預測考核，將風電、光伏等發電機組納入電力輔助服務管理，承擔相應輔助服務費用，實現省級及以上的電力調度機構調度的發電機組全覆蓋。國家能源局批復的電力輔助服務市場改革試點地區，按照批復方案推進執行。完善日內發電計劃滾動調整機制，調度機構根據風光短期和超短期功率預測信息，動態調整各類調節電源的發電計劃以及跨省跨區聯絡線輸送功率。

探索電力熱力聯合智能調度機制，在調度機構建立熱電廠電力熱力負荷實時監測系統，并根據實際熱力負荷需求確定機組發電曲線。研究制定儲熱裝置、電熱鍋爐等靈活熱源接入后的智能調度機制。

（十）發揮區域電網調節作用。

建立常規電源發電計劃靈活調整機制，各區域電網內共享調峰和備用資源。研究在區域電網優化開機方式，提升新能源發電空間。在新能源送出受限地區，開展動態輸電容量應用專題研究。

（十一）提高跨區通道輸送新能源比重。

優化在運跨省跨區輸電通道運行方式。調整和放緩配套火電建設的跨區輸電通道，富余容量優先安排新能源外送，力爭“十三五”期間，“三北地區”可再生能源跨區消納4000萬千瓦以上。水電和風電輸電通道同時送入的受端省份，應研究水電和風電通道送電曲線協調配合方式，充分發揮風電和水電的互補效益，增加風電通道中風電占比。

六、提升電力系統調節能力關鍵技術水平

（十二）提高高效智能裝備水平。

依托基礎研究和工程建設，組織推動提升電力系統調節能力關鍵裝備的技術攻關、試驗示范和推廣應用。突破一批制約性或瓶頸性技術裝備和零部件的技術攻關，推動一批已完成技術攻關的關鍵技術裝備開展試驗示范，進一步驗證技術路線和經濟性，推廣一批完成試驗示范的技術裝備實現批量化生產和產業化應用。

（十三）升級能源裝備產業體系。

在電力裝備領域，形成一批具有自主知識產權和較強競爭力的裝備制造企業集團，形成具有比較優勢的較完善產業體系和產學研用有機結合的自主創新體系，總體具有較強國際競爭力，實現引領能源裝備制造業轉型升級。

（十四）加強創新推動新技術應用。

建立企業、研究機構、高校多方參與的提升電力系統調節能力技術創新應用體系。加強火電靈活性改造技術的研發和應用，推進能源互聯網、智能微電網、電動汽車、儲能等技術的應用。著力通過技術進步和規模化應用促進電力系統與信息技術的融合和電儲能技術成本的降低。

七、建立健全支撐體系

（十五）完善電力輔助服務補償（市場）機制。

按照“誰受益、誰承擔”的原則，探索建立發電企業和用戶參與的輔助服務分擔共享機制。進一步完善和深化電力輔助服務補償（市場）機制，實現電力輔助服務補償力度科學化，合理確定火電機組有償調峰的調峰深度，并根據系統調節能力的變化進行動態調整，合理補償火電機組、抽水蓄能電站和新型儲能電站靈活運行的直接成本和機會成本。鼓勵采用競爭方式確定電力輔助服務承擔機組，鼓勵自動發電控制和調峰服務按效果補償，鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供電力輔助服務，允許第三方參與提供電力輔助服務。

（十六）鼓勵社會資本參與電力系統調節能力提升工程。

支持社會資本參與火電靈活性改造，以及各類調峰電源和大型儲能電站建設。支持地方開展抽蓄電站投資主體多元化和運行模式探索。鼓勵以合同能源管理等第三方投資模式建設、運營電廠儲熱、儲能設施。火電廠在計量出口內建設的電供熱儲能設施，按照系統調峰設施進行管理并對其深度調峰貢獻給予合理經濟補償，其用電參照廠用電管理但統計上不計入廠用電。

（十七）加快推進電力市場建設。

加快電力市場建設，大幅度提高電力市場化交易比重，建立以市場為導向的促進新能源消納的制度體系。逐步建立中長期市場和現貨市場相結合的電力市場，通過彈性電價機制釋放系統靈活性。研究利用市場機制支持儲能等靈活調節電源發展的政策，充分反映調節電源的容量價值。在電力現貨市場建立之前，通過峰谷電價、分時電價等價格機制，支持電力系統調節平衡。大力推進售電側改革，鼓勵售電公司制定靈活的售電電價，促進電力消費者與生產者互動。以北方地區冬季清潔取暖為重點，鼓勵風電企業、供暖企業參與電力市場交易，探索網、源、荷三方受益的可持續發展機制。

（十八）建立電力系統調節能力提升標準體系。

開展有關電力系統調節能力提升的標準制訂和修編工作。對現有火電廠技術標準進行修編，“三北”地區新建煤電達到相應靈活運行標準，新建熱電機組實現“熱電解耦”技術要求。研究編制新型儲能技術以及需求側智能化管理的相關標準。借鑒國際電力系統靈活運行先進經驗，促進電力系統調節能力提升技術標準的國際交流與合作。

八、按職責分工抓緊組織實施

（十九）加強組織領導。

國家發展改革委、國家能源局牽頭開展電力系統調節能力提升工程及監管相關工作，統籌協調解決重大問題。各省級人民政府相關主管部門因地制宜研究制定本省（區、市）電力系統調節能力提升工程實施方案，將電力系統調節能力提升效果納入節能減排考核體系。電力現貨市場建設試點地區可結合市場設計方案，自行設計提高電力系統調節能力及運行效率的調度機制。各電網企業和發電企業是提升電力系統調節能力的實施主體，要積極制定實施計劃，落實項目資金，推動項目建設。國家能源局各派出能源監管機構會同各地方能源主管部門負責電力系統調節能力提升工程的具體監管工作，國家能源局各派出能源監管機構負責組織推進當地電力輔助服務補償（市場）工作及日常事務的協調處理。各單位要根據指導意見相關要求，統籌謀劃，協作配合，科學組織實施，務實有序推進相關工作。

（二十）強化監督管理。

國家能源局各派出能源監管機構會同各地方能源主管部門對電力系統調節能力提升工程開展專項監管。對于實施方案整體落實不到位的省份，將削減其新能源等電源建設指標。對已享受相關優惠政策但實際運行效果未達到的項目，將向社會公布，視情節取消相關優惠政策。對已納入靈活性改造范圍的火電機組，未按時完成改造或未達到規定調節效果的，將暫時削減其計劃發電量。國家能源局將按年度對全國電力系統調節能力提升工程的進展情況進行評價考核。