3月23日，国家发改委、国家能源局公布的《关于提高电力系统调节能力的指导意见》具体，提升电动汽车电池基础设施的智能化水平和协同控制能力。意见认为，探寻利用电动汽车储能起到，提升电动汽车电池基础设施的智能化水平和协同控制能力，强化电池基础设施与新能源、电网等技术融合，通过“互联网＋电池基础设施”，实时建构电池智能服务平台，大力前进电动汽车与智能电网间的能量和信息双向对话，提高电池服务化水平。
国家发展改革委国家能源局关于提高电力系统调节能力的指导意见发改能源〔2018〕364号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、经信委（工信委、工信厅）、国家能源局各派遣监管机构，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电投、国能投集团公司，国投公司、华润集团，中国国际工程咨询公司、电力规划设计总院：为贯彻落实党的十九大精神，按照2017年中央经济工作会议部署，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，坚实推展能源生产和消费革命，前进电力供给外侧结构性改革，建构高效智能的电力系统，提升电力系统的调节能力及运营效率。现明确提出以下指导意见：一、最重要意义党的十九大报告认为，要前进能源生产和消费革命，建构洗手低碳、安全性高效的能源体系。
2017年中央经济工作会议明确提出，要减少洗手电力供应，增进节能环保、清洁生产、清洁能源等绿色产业发展。当前，我国电力系统调节灵活性缺乏、电网调度运营方式更为脱节等现实造成了系统无法几乎适应环境新形势拒绝，大型机组无法充分发挥节约能源高效的优势，部分地区经常出现了更为相当严重的弃风、弃光和弃水问题，区域用电用热对立引人注目。
为构建我国明确提出的2020年、2030年非化石能源消费比重分别超过15％、20％的目标，确保电力安全性供应和民生用热市场需求，须要着力提升电力系统的调节能力及运营效率，从负荷外侧、电源外侧、电网外侧多措举，重点强化系统灵活性、适应性，密码新能源消纳难题，前进绿色发展。二、减缓前进电源外侧调节能力提高（一）实行火电灵活性提高工程。根据有所不同地区调节能力市场需求，科学制订各省火电灵活性提高工程实施方案。“十三五”期间，力争已完成2．2亿千瓦火电机组灵活性改建（不含燃料灵活性改建，折合），提高电力系统调节能力4600万千瓦。
优先提高30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力。改建后的纯凝机组大于技术出力超过30％～40％额定容量，热电联产机组大于技术出力超过40％～50％额定容量；部分电厂超过国际先进设备水平，机组不投油稳燃时纯凝工况大于技术出力超过20％～30％。
（二）前进各类灵活性调节电源建设。减缓已审核的选点规划引荐的抽水机蓄能电站建设，主动积极开展新一轮选点规划，减缓前进西南地区龙头水库电站建设。“十三五”期间，动工建设6000万千瓦抽水机蓄能电站和金沙江中游龙头水库电站。到2020年，抽水机蓄能电站装机规模超过4000万千瓦（其中“三北”地区1140万千瓦），有效地提高电力系统调节能力。
在气源有确保、调峰市场需求引人注目的地区发展一定规模的燃气机组展开启停调峰，“十三五”期间，追加调峰气电规模500万千瓦，提高电力系统调节能力500万千瓦。大力支持太阳能热发电，推展产业化发展和规模化应用于，“十三五”期间，太阳能热发电装机力争超过500万千瓦，提高电力系统调节能力400万千瓦。（三）推展新型储能技术发展及应用于。
减缓新型储能技术研发创意，重点在大容量液流、锂离子、钠硫、铅炭电池等电化学储能电池、压缩空气储能等方面积极开展创意和推展，提升新型储能系统的切换效率和使用寿命。在调峰调频市场需求较小、弃风弃光引人注目的地区，融合电力系统辅助服务市场建设工程进度，建设一批装机容量1万千瓦以上的集中式新型储能电站，在“三北”地区部署5个百兆瓦级电化学储能电站样板工程。积极开展在风电、光伏发电项目设施建设储能设施的试点工作。希望分布式储能应用于。
到2020年，竣工一批有所不同技术类型、有所不同应用于场景的试点样板项目。三、科学优化电网建设（四）强化电源与电网协调发展。坚决市场需求为导向，在确认电源规划和年度实施方案过程中，的组织涉及方确认电力消纳市场、验收方向，实时制订终端电网方案，具体建设时序。
根据有所不同发电类型和电网工程建设工期等，合理安排电源及设施电网项目的核准建设工程进度，保证实时规划实时实行实时投产，防止投资浪费。（五）强化电网建设。强化新的能源开发重点地区电网建设，解决问题送来出有有限问题。实施《电力发展“十三五”规划》确认的重点电缆地下通道，“十三五”期间，跨省跨区地下通道追加19条，追加电缆能力1．3亿千瓦，消纳新能源和可再生能源大约7000万千瓦。
更进一步完备区域输电网主网架，增进各电压等级电网协调发展。积极开展配电网建设改建，推展智能电网建设，符合分布式电源终端必须，全面建构现代配电系统。按照差异化市场需求，提升信息化、智能化水平，提升高压配电网“N－1”通过率，强化中压配电网线路联络亲率，提高配电自动化覆盖率。
（六）强化受端电网适应性。积极开展专项技术研制成功，发展微电网等可中断负荷，解决问题远距离、大容量跨区直流电缆枪机故障影响受端安全性平稳运营问题，提高受端电网适应能力，符合受端电网供电可靠性。
四、提高电力用户外侧灵活性（七）发展各类灵活性用电负荷。前进购电侧改革，通过价格信号引领用户错峰用电，构建较慢灵活性的市场需求外侧号召。
积极开展智能小区、智能园区等电力市场需求号召及用户对话工程样板。积极开展能效电厂试点。希望各类高耗能企业提高工艺和生产流程，为系统获取可中断负荷、高效率负荷等辅助服务。
全面前进电能替代，到2020年，电能替代电量超过4500亿千瓦时，电能占到终端能源消费的比重下降至27％。在新能源富含地区，重点发展热泵技术供热、蓄热式电锅炉等灵活性用电负荷，希望可中断式电制氢、电转气等涉及技术的推展和应用于。（八）提升电动汽车电池基础设施智能化水平。
探寻利用电动汽车储能起到，提升电动汽车电池基础设施的智能化水平和协同控制能力，强化电池基础设施与新能源、电网等技术融合，通过“互联网＋电池基础设施”，实时建构电池智能服务平台，大力前进电动汽车与智能电网间的能量和信息双向对话，提高电池服务化水平。五、强化电网调度的灵活性（九）提升电网调度智能水平。建构多层次智能电力系统调度体系。
优化开机方式，确认合理可用亲率。积极开展风电和太阳能超强短期高精度功率预测、低渗透率新能源终端电网运营掌控等专题研究，提升新能源发电参予日内电力均衡比例。
实行风光功率预测考核，将风电、光伏等发电机组划入电力辅助服务管理，分担适当辅助服务费用，构建省级及以上的电力调度机构调度的发电机组仅有覆盖面积。国家能源局国家发改委的电力辅助服务市场改革试点地区，按照国家发改委方案前进继续执行。完备日内发电计划滑动调整机制，调度机构根据风光短期和超强短期功率预测信息，动态调整各类调节电源的发电计划以及跨省跨区联络线运送功率。
探寻电力热力牵头智能调度机制，在调度机构创建热电厂电力热力负荷动态监测系统，并根据实际热力负荷市场需求确认机组发电曲线。研究制订储热装置、电热锅炉等灵活性热源终端后的智能调度机制。
（十）充分发挥区域电网调节作用。创建常规电源发电计划灵活性调整机制，各区域电网内分享调峰和可用资源。研究在区域电网优化开机方式，提高新能源发电空间。
在新能源送来出有有限地区，积极开展动态电缆容量应用于专题研究。（十一）提升跨区地下通道运送新能源比重。
优化在运跨省跨区电缆地下通道运营方式。调整和上升设施火电建设的跨区电缆地下通道，富余容量优先决定新能源外送来，力争“十三五”期间，“三北地区”可再生能源跨区消纳4000万千瓦以上。水电和风电电缆地下通道同时送到的受端省份，不应研究水电和风电地下通道验收曲线协商因应方式，充分发挥风电和水电的有序效益，减少风电地下通道中风电占到比。六、提高电力系统调节能力关键技术水平（十二）提升高效智能装备水平。
相结合基础研究和工程建设，的组织推展提高电力系统调节能力关键装备的技术研制成功、试验样板和推广应用。突破一批制约性或瓶颈性技术装备和零部件的技术研制成功，推展一批已完成技术研制成功的关键技术装备积极开展试验样板，更进一步检验技术路线和经济性，推展一批已完成试验样板的技术装备构建批量化生产和产业化应用于。
（十三）升级能源装备产业体系。在电力装备领域，构成一批具备自律知识产权和较强竞争力的装备制造企业集团，构成具备较为优势的较完备产业体系和产学研用有机融合的自主创新体系，总体具备较强国际竞争力，构建引导能源装备制造业转型升级。（十四）强化创意推展新技术应用于。创建企业、研究机构、高校多方参予的提高电力系统调节能力技术创新应用于体系。
强化火电灵活性改建技术的研发和应用于，前进能源互联网、智能微电网、电动汽车、储能等技术的应用于。着力通过技术变革和规模化应用于增进电力系统与信息技术的融合和电储能技术成本的减少。
七、建立健全支撑体系（十五）完备电力辅助服务补偿（市场）机制。按照“谁获益、谁分担”的原则，探寻创建发电企业和用户参予的辅助服务承担分享机制。更进一步完备和深化电力辅助服务补偿（市场）机制，构建电力辅助服务补偿力度科学化，合理确认火电机组有偿调峰的调峰深度，并根据系统调节能力的变化展开动态调整，合理补偿火电机组、抽水机蓄能电站和新型储能电站灵活性运营的必要成本和机会成本。
希望使用竞争方式确认电力辅助服务分担机组，希望自动发电掌控和调峰服务按效果补偿，希望储能设备、市场需求外侧资源参予获取电力辅助服务，容许第三方参予获取电力辅助服务。（十六）希望社会资本参予电力系统调节能力提高工程。
反对社会资本参予火电灵活性改建，以及各类调峰电源和大型储能电站建设。反对地方积极开展抽蓄电站投资主体多元化和运营模式探寻。希望以合同能源管理等第三方投资模式建设、运营电厂储热、储能设施。
火电厂在计量出口内建设的电供热储能设施，按照系统调峰设施展开管理并对其深度调峰贡献给与合理经济补偿，其用电参考厂用电管理但统计资料上不算入厂用电。（十七）减缓前进电力市场建设。减缓电力市场建设，大幅度提高电力市场化交易比重，创建以市场为导向的增进新能源消纳的制度体系。逐步创建中长期市场和现货市场结合的电力市场，通过弹性电价机制获释系统灵活性。
研究利用市场机制反对储能等灵活性调节电源发展的政策，充分反映调节电源的容量价值。在电力现货市场创建之前，通过峰谷电价、天内电价等价格机制，反对电力系统调节均衡。大力前进购电侧改革，希望购电公司制订灵活性的售电电价，增进电力消费者与生产者对话。
以北方地区冬季洗手供暖为重点，希望风电企业、暖气企业参予电力市场交易，探寻网、源、荷三方获益的可持续发展机制。（十八）创建电力系统调节能力提高标准体系。积极开展有关电力系统调节能力提高的标准制定和增补工作。
对现有火电厂技术标准展开增补，“三北”地区新建煤电超过适当灵活性运营标准，新建热电机组构建“热电解耦”技术拒绝。研究编成新型储能技术以及市场需求外侧智能化管理的涉及标准。糅合国际电力系统灵活性运营先进经验，增进电力系统调节能力提高技术标准的国际交流与合作。
八、按职责分工抓住的组织实行（十九）强化的组织领导。国家发展改革委、国家能源局联合积极开展电力系统调节能力提高工程及监管涉及工作，专责协商解决问题根本性问题。各省级人民政府涉及主管部门因地制宜研究制订本省（区、市）电力系统调节能力提高工程实施方案，将电力系统调节能力提高效果划入节能减排考核体系。
电力现货市场建设试点地区可融合市场设计方案，自行设计提升电力系统调节能力及运营效率的调度机制。各电网企业和发电企业是提高电力系统调节能力的实行主体，要大力制订实行计划，实施项目资金，推展项目建设。
国家能源局各派遣能源监管机构会同各地方能源主管部门负责管理电力系统调节能力提高工程的明确监管工作，国家能源局各派遣能源监管机构负责管理的组织前进当地电力辅助服务补偿（市场）工作及日常事务的协商处置。各单位要根据指导意见涉及拒绝，专责谋划，协作因应，科学的组织实行，稳健有序前进涉及工作。（二十）增强监督管理。
国家能源局各派遣能源监管机构会同各地方能源主管部门对电力系统调节能力提高工程积极开展专项监管。对于实施方案整体实施不做到的省份，将缩减其新能源等电源建设指标。对已享用涉及优惠政策但实际运营效果并未超过的项目，将向社会发布，视情节中止涉及优惠政策。
对已划入灵活性改建范围的火电机组，并未如期已完成改建或未超过规定调节效果的，将继续缩减其计划发电量。国家能源局将按年度对全国电力系统调节能力提高工程的进展情况展开评价考核。
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