（八）发展用户侧新型储能。围绕大数据中心、5G基站、工业园区等终端用户，依托源网荷储一体化模式合理配置用户侧储能，提升用户供电可靠性和分布式新能源就地消纳能力。探索不间断电源、电动汽车等用户侧储能设施建设，推动电动汽车通过有序充电、车网互动、换电模式等多种形式参与电力系统调节，挖掘用户侧灵活调节能力。

  （九）推动新型储能技术多元化协调发展。充分发挥各类新型储能的技术经济优势，结合电力系统不同应用场景需求，选取适宜的技术路线。围绕高安全、大容量、低成本、长寿命等要求，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，解决新能源大规模并网带来的日以上时间尺度的系统调节需求。探索推动储电、储热、储冷、储氢等多类型新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。

  四、推动智能化调度能力建设

  （十）推进新型电力调度支持系统建设。推动“云大物移智链边”、5G等先进数字信息技术在电力系统各环节广泛应用，增强气象、天气、水情及源网荷储各侧状态数据实时采集、感知和处理能力，实现海量资源的可观、可测、可调、可控，提升电源、储能、负荷与电网的协同互动能力。

  （十一）提升大电网跨省跨区协调调度能力。充分利用我国地域辽阔、各区域负荷特性和新能源资源存在差异、互补潜力较大的特点，挖掘跨省跨区送受端调节资源的互济潜力，通过灵活调度动态优化送电曲线，实现更大范围的电力供需平衡和新能源消纳。适应新能源出力大幅波动带来的省间电力流向调整，加强电网灵活调度能力建设，提升电网安全稳定运行水平。

  （十二）健全新型配电网调度运行机制。推动配电网调度控制技术升级，实现动态感知、精准控制，推动主网和配网协同运行，提升灵活互动调节能力。建立配电网层面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，提升配电网资源配置能力和新能源就地消纳水平，保障电网安全运行。

  （十三）探索多能源品种和源网荷储协同调度机制。依托多能互补发展模式，探索流域水风光一体化基地联合调度机制以及风光水火储多品种电源一体化协同调度机制，提升大型可再生能源基地整体调节性能。推动源网荷储一体化、负荷聚合商等主体作为整体接入公用电网并接受电网统一调度，实现内部多主体的协同优化，降低大电网的调节压力。

  五、强化市场机制和政策支持保障

  （十四）积极推动各类调节资源参与电力市场。明确源网荷各侧调节资源和风光储联合单元、负荷聚合商、虚拟电厂等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。完善辅助服务市场建设，探索煤电机组通过市场化启停调峰获取收益，根据各地系统运行需求探索增加备用、爬坡、转动惯量等辅助服务品种。按照“谁受益、谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。