（二）推进储能能力建设

　　抽水蓄能、新型储能已成为提升系统调节能力的重要组成部分，《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。技术创新仍是新型储能发展速度和程度的核心，针对百花齐放的各类新型储能技术，《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，并探索推动其它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）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，着力提升电源、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，优化源网荷储各主体的协同优化，降低大电网的调节压力。

　　四、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）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）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，需要不断更新迭代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、能够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）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。

　　总体而言，《指导意见》坚持系统观念，锚定目标、聚焦重点，以电网调峰、储能和智能化调度能力为主要抓手，推动建立电力系统调节能力的新模式、新路径、新机制，通过在电源、电网和负荷侧的深度协同，实现电力系统调节能力的快速提升；《指导意见》目标清晰、措施精准、责任明确，具有重要的指导意义和实践意义。各地区、各部门应充分认识提升电力系统调节能力的重要意义，全面加强全国电网调峰、储能和智能化调度能力建设的责任意识，统筹制定实施方案，加强方案评估和落实，久久为功、善作善成，保障电力安全稳定供应，推动能源电力清洁低碳转型。