二是加快抽水蓄能电站建设及改造。推动已开工的项目尽快投产运行，尽早发挥作用;因地制宜，建设中小型抽水蓄能电站;对具备条件的水电站进行抽水蓄能改造。

　　三是发挥流域水电集群效益。通过联合调度，利用好梯级电站水能资源，形成梯级电站大型储能项目，实现水电与新能源多能互补运行。

　　四是因地制宜发展天然气调峰电站。建设调峰气电，同时鼓励热电联产气电开展灵活性改造，进一步提升调节能力。

　　五是引导新能源积极主动参与系统调节。综合考虑技术经济性，合理确定新能源利用率目标;利用好其自身调节能力，多途径提升新能源并网友好性。

　　电网侧提升路径

　　一是规划建设跨省跨区输电通道，提升资源大范围优化配置能力。预计2025年,“西电东送”能力达到3.6亿千瓦以上。

　　二是加强送受端省份对接协作，优化运行方式，发挥大电网互联综合效益。充分利用邻近省区调节能力，提升地区整体的新能源消纳水平;建立送受端地区协作机制，最大程度发挥远距离大规模送电的效率效益。

　　三是加快配电网改造和智能化升级。满足分布式电源、电动汽车充电设施、新型储能、数据中心等多元化负荷的灵活接入，推进新能源就地开发、就近消纳。

　　四是优化调度运行机制，共享储能资源。基于“低碳、高效、经济”的原则，构建多层次智能电力系统调度体系，电网统一调度“共享储能”，实现储能在不同场站间共享使用。

　　负荷侧提升路径

　　一是挖掘需求侧响应能力。着力提升大工业高载能负荷灵活性，引导用户优化用电负荷，增强电网应急调节能力。这对缓解电力供需矛盾，保障系统安全运行也具有重要意义。

　　二是引导电动汽车有序充放电。利用现代信息技术和价格手段，推动电动汽车参与电力系统调节。

　　三是发展多元灵活性负荷。因地制宜发展电供暖、电制氢、电转气等多元负荷，在新能源富集地区，鼓励热泵供热、电制氢、电制甲烷等灵活用电负荷，主动参与系统运行，减少系统峰谷差，从而提升新能源消纳能力。

　　新型储能提升路径

　　一是根据系统需要，多元化推进储能技术研发与应用。新型电力系统中的储能系统需要具备大容量、长周期、响应迅速、多层次支撑等多种功能，能够根据系统需要，及时平衡系统功率波动，同时通过电网调节策略，实现电力系统安全经济运行。任何一种储能技术电站都具有其优缺点，这就决定了单一储能技术无法满足电力系统需求的多样性，应多元化推进储能技术研发与应用。

　　二是优化储能布局场景，合理选择储能技术类型。统筹考虑系统需要，合理规划设计储能布局。在新能源场站侧，按需求合理配置新型储能设施。在火电厂合理配置储能，提升常规电源调节能力。应用场景的多样性决定了应合理选择储能技术类别，发挥各类储能优势，满足不同的系统需求。

　　三是积极探索新的商业模式，推动独立储能发挥调节作用。独立储能技术优势明显，应进一步完善政策机制，发挥独立储能效益。

　　政策机制提升路径

　　一是健全电力辅助服务市场机制。我国可再生能源消纳较为困难的区域，应适当增加爬坡类、系统惯性等交易品种，满足系统不同时段的灵活需求;完善辅助服务补偿机制，加大补偿力度，激励各方积极参与，有效引导企业提升系统调节能力。

　　已形成成熟的电力现货市场的国家，并未针对调峰辅助服务设置单独的补偿，主要是采取现货市场的边际价格出清机制，通过不同时段的价格信号，来引导市场成员在高峰和低谷时段调整出力，在经济上体现了“谁受益、谁补偿”的原则。我国电力现货市场刚刚起步，市场化机制较为复杂，尚需较长的建设时间，且试点工作中未将调峰辅助服务作为市场组成部分，短期无法依靠现货市场全面反映系统运行成本，仍需完善辅助服务补偿机制，加大补偿力度，有效引导企业提升系统调节能力。

　　二是探索建立容量成本回收机制。随着市场化深入，应尽早布局谋划建设容量市场，探索适应我国资源禀赋和市场化改革的容量市场机制。

　　三是完善“新能源+储能”配置政策。科学确定新能源配置储能的合理比例，优化储能布局，推广共享储能，有效提升储能设施的利用率。加快构建独立储能企业和新能源发电企业或用户之间的市场化交易机制，推动共享储能商业化发展。

　　有关建议

　　一是强化规划引领，统筹推进新能源发展与系统调节能力建设。因地制宜，科学制定各地区新能源合理利用率目标;规范新能源项目开发机制，促进新能源资源配置与调节能力、成本控制相结合;建立新能源开发与配套电网建设协调推进机制，确保新能源能建尽建、能并尽并、能发尽发，促进大范围资源优化配置。

　　二是完善电力辅助服务市场机制，合理分摊疏导系统性成本。加大有偿调峰补偿力度，根据煤电在系统中的作用，系统推进煤电灵活性改造、制造;尽快明确可中断负荷、虚拟电厂等辅助服务市场主体地位和准入条件;构建成本疏导机制，丰富交易品种，不断完善辅助服务市场建设。

　　三是持续推进电价改革，充分释放各类资源调节潜力。探索建立容量成本回收机制，合理体现容量价值;完善需求侧电价政策，激发需求侧资源参与系统调节的潜力;出台并完善面向新型储能的电价政策及市场化机制。

　　四是打破省间壁垒，构建多层次协同、基础功能健全的电力市场体系。规范统一市场交易规则，破除电力交易地域界限，提高大范围资源配置效率;加快建设适应新能源消纳的电力现货市场;建立健全适应多元主体参与的体制机制。

　　五是加强技术攻关，保障电力供应安全。优化煤电灵活性改造技术路线，确保机组安全经济运行;完善储能各环节技术标准，规范产业链管理，推动各类储能技术应用和试点示范;加快关键技术突破创新，解决技术“卡脖子”问题。

　　作者：中国电力企业联合会

　　课题组组长：杨昆

　　成员单位：理事长、有关副理事长单位

　　主笔人：张琳、董博、李艺、张晶杰、李硕

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2022年12期，作者：中国电力企业联合会