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加强储能建设离不开创新技术支撑。《意见》提出，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。

“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。”张琳说，《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。这将促进提高电网稳定性和安全性，进而为经济社会用能提供有效保障。

伴随可再生能源快速发展，全国风电、光伏等可再生能源装机规模不断扩大，可再生能源发电量也随之增长。不过，可再生能源发电具有“看天吃饭”的特性，这对储能建设提出了更高要求。

国家发展改革委有关负责人表示，国家发展改革委、国家能源局将完善电力系统调峰能力考核制度，统筹推进全国电网调峰、储能和智能化调度能力建设，组织相关机构对各地及电网企业的实施方案开展评估，持续完善相关政策和标准体系。同时，能源电力企业要落实主体责任，依据实施方案做好调峰、储能项目建设和运行工作，电网企业要做好调峰、储能资源的智能化调度工作。

色网色电网调峰、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。

中国电力企业联合会规划发展部主任张琳认为，《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，对于全面开拓和提升电力系统调节能力、电力系统安全稳定供应具有重要作用。

《意见》提出，加强调峰能力建设。着力提升支撑性电源调峰能力。深入开展煤电机组灵活性改造，到2027年存量煤电机组实现“应改尽改”。在新能源占比较高、调峰能力不足的地区，在确保安全的前提下探索煤电机组深度调峰，最小发电出力达到30%额定负荷以下。同时，统筹提升可再生能源调峰能力。积极推动流域龙头水库电站建设，推动水电扩机增容及发电潜力利用，开展梯级水电站协同优化调度，提升水电调峰能力。充分发挥光热发电的调峰作用。

此外，大力提升电网优化配置可再生能源能力。充分发挥大电网优化资源配置平台作用，加强可再生能源基地、调节性资源和输电通道的协同，强化送受端网架建设，支撑风光水火储等多能打捆送出。全面推进需求侧资源常态化参与电力系统调峰。

“抽水蓄能、新型储能已经成为提升系统调节能力的重要组成部分。《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。”张琳说。

《意见》提出，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。同时，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，实现更大范围的电力供需平衡和新能源消纳。