3月23日电 据国家发展和改革委员会网站消息，近日，国家发改委、国家能源局发布《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，意见要求，提高电动汽车充电基础设施的智能化水平和协同控制能力。

意见指出，当前，中国电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实造成了系统难以完全适应新形势要求，大型机组难以发挥节能高效的优势，部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题，区域用电用热矛盾突出。为实现中国提出的2020年、2030年非化石能源消费比重分别达到15%、20%的目标，保障电力安全供应和民生用热需求，需着力提高电力系统的调节能力及运行效率，从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，重点增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题，推进绿色发展。

意见提出，“十三五”期间，力争完成2.2亿千瓦火电机组灵活性改造(含燃料灵活性改造)，提升电力系统调节能力4600万千瓦。优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力。改造后的纯凝机组最小技术出力达到30%至40%额定容量，热电联产机组最小技术出力达到40%至50%额定容量；部分电厂达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%至30%。

意见要求加快已审批的选点规划推荐的抽水蓄能电站建设，适时开展新一轮选点规划，加快推进西南地区龙头水库电站建设。“十三五”期间，开工建设6000万千瓦抽水蓄能电站和金沙江中游龙头水库电站。到2020年，抽水蓄能电站装机规模达到4000万千瓦(其中“三北”地区1140万千瓦)，有效提升电力系统调节能力。

在气源有保障、调峰需求突出的地区发展一定规模的燃气机组进行启停调峰，“十三五”期间，新增调峰气电规模500万千瓦，提升电力系统调节能力500万千瓦。

“十三五”期间，太阳能热发电装机力争达到500万千瓦，提升电力系统调节能力400万千瓦。

意见称，快新型储能技术研发创新，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要开展创新和推广，提高新型储能系统的转换效率和使用寿命。在调峰调频需求较大、弃风弃光突出的地区，结合电力系统辅助服务市场建设进度，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示范工程。开展在风电、光伏发电项目配套建设储能设施的试点工作。鼓励分布式储能应用。到2020年，建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目。

资料图：位于青海省格尔木市的国家电网阳光扶贫光伏电站。

意见表示，要加强新能源开发重点地区电网建设，解决送出受限问题。落实《电力发展“十三五”规划》确定的重点输电通道，“十三五”期间，跨省跨区通道新增19条，新增输电能力1.3亿千瓦，消纳新能源和可再生能源约7000万千瓦。进一步完善区域输电网主网架，促进各电压等级电网协调发展。

意见要求推进售电侧改革，通过价格信号引导用户错峰用电，实现快速灵活的需求侧响应。开展智能小区、智能园区等电力需求响应及用户互动工程示范。开展能效电厂试点。鼓励各类高耗能企业改善工艺和生产流程，为系统提供可中断负荷、可控负荷等辅助服务。全面推进电能替代，到2020年，电能替代电量达到4500亿千瓦时，电能占终端能源消费的比重上升至27%。在新能源富集地区，重点发展热泵技术供热、蓄热式电锅炉等灵活用电负荷，鼓励可中断式电制氢、电转气等相关技术的推广和应用。

此外，意见还要求探索利用电动汽车储能作用，提高电动汽车充电基础设施的智能化水平和协同控制能力，加强充电基础设施与新能源、电网等技术融合，通过“互联网+充电基础设施”，同步构建充电智能服务平台，积极推进电动汽车与智能电网间的能量和信息双向互动，提升充电服务化水平。

意见提出，优化在运跨省跨区输电通道运行方式。调整和放缓配套火电建设的跨区输电通道，富余容量优先安排新能源外送，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。水电和风电输电通道同时送入的受端省份，应研究水电和风电通道送电曲线协调配合方式，充分发挥风电和水电的互补效益，增加风电通道中风电占比。

意见称，将加快电力市场建设，大幅度提高电力市场化交易比重，建立以市场为导向的促进新能源消纳的制度体系。逐步建立中长期市场和现货市场相结合的电力市场，通过弹性电价机制释放系统灵活性。研究利用市场机制支持储能等灵活调节电源发展的政策，充分反映调节电源的容量价值。在电力现货市场建立之前，通过峰谷电价、分时电价等价格机制，支持电力系统调节平衡。大力推进售电侧改革，鼓励售电公司制定灵活的售电电价，促进电力消费者与生产者互动。以北方地区冬季清洁取暖为重点，鼓励风电企业、供暖企业参与电力市场交易，探索网、源、荷三方受益的可持续发展机制。

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