如何加快推進電力系統調試能力提升

（一）實施火電靈活性提升工程。

根據不同地區調節能力需求，科學制定各省火電靈活性提升工程實施方案。“十三五”期間，力爭完成2.2億千瓦火電機組靈活性改造（含燃料靈活性改造，下同），提升電力系統調節能力4600萬千瓦。優先提升30萬千瓦級煤電機組的深度調峰能力。改造后的純凝機組小技術出力達到30%~40%額定容量，熱電聯產機組小技術出力達到40%~50%額定容量；部分電廠達到先進水平，機組不投油穩燃時純凝工況小技術出力達到20%~30%。

（二）推進各類靈活調節電源建設。

加快已審批的選點規劃推薦的抽水蓄能電站建設，適時開展新一輪選點規劃，加快推進西南地區水庫電站建設。“十三五”期間，開工建設6000萬千瓦抽水蓄能電站和金沙江中游水庫電站。到2020年，抽水蓄能電站裝機規模達到4000萬千瓦（其中“三北”地區1140萬千瓦），有效提升電力系統調節能力。

在氣源有保障、調峰需求突出的地區發展一定規模的燃氣機組進行啟停調峰，“十三五”期間，新增調峰氣電規模500萬千瓦，提升電力系統調節能力500萬千瓦。

積極支持太陽能熱發電，推動產業化發展和規?；瘧茫?ldquo;十三五”期間，太陽能熱發電裝機力爭達到500萬千瓦，提升電力系統調節能力400萬千瓦。

（三）推動新型儲能技術發展及應用。

加快新型儲能技術研發創新，重點在大容量液流、鋰離子、鈉硫、鉛炭電池等電化學儲能電池、壓縮空氣儲能等方面開展創新和推廣，提高新型儲能系統的轉換效率和使用壽命。在調峰調頻需求較大、棄風棄光突出的地區，結合電力系統輔助服務市場建設進度，建設一批裝機容量1萬千瓦以上的集中式新型儲能電站，在“三北”地區部署5個百兆瓦級電化學儲能電站示范工程。開展在風電、光伏發電項目配套建設儲能設施的試點工作。鼓勵分布式儲能應用。到2020年，建成一批不同技術類型、不同應用場景的試點示范項目。

三、科學優化電網建設

（四）加強電源與電網協調發展。

堅持市場需求為導向，在確定電源規劃和年度實施方案過程中，組織相關方確定電力消納市場、送電方向，同步制定接入電網方案，明確建設時序。根據不同發電類型和電網工程建設工期等，合理安排電源及配套電網項目的核準建設進度，確保同步規劃同步實施同步投產，避免投資浪費。

（五）加強電網建設。

加強新能源開發重點地區電網建設，解決送出受限問題。落實《電力發展“十三五”規劃》確定的重點輸電通道，“十三五”期間，跨省跨區通道新增19條，新增輸電能力1.3億千瓦，消納新能源和可再生能源約7000萬千瓦。進一步完善區域輸電網主網架，促進各電壓等級電網協調發展。

開展配電網建設改造，推動智能電網建設，滿足分布式電源接入需要，全面構建現代配電系統。按照差異化需求，提高信息化、智能化水平，提高高壓配電網“N-1”通過率，加強中壓配電網線路聯絡率，提升配電自動化覆蓋率。

（六）增強受端電網適應性。

開展專項技術攻關，發展微電網等可中斷負荷，解決遠距離、大容量跨區直流輸電閉鎖故障影響受端安全穩定運行問題，提升受端電網適應能力，滿足受端電網供電可靠性。

四、提升電力用戶側靈活性

（七）發展各類靈活性用電負荷。

推進售電側改革，通過價格信號引導用戶錯峰用電，實現快速靈活的需求側響應。開展智能小區、智能園區等電力需求響應及用戶互動工程示范。開展能效電廠試點。鼓勵各類高耗能企業改善工藝和生產流程，為系統提供可中斷負荷、可控負荷等輔助服務。全面推進電能替代，到2020年，電能替代電量達到4500億千瓦時，電能占終端能源消費的比重上升至27%。在新能源富集地區，重點發展熱泵技術供熱、蓄熱式電鍋爐等靈活用電負荷，鼓勵可中斷式電制氫、電轉氣等相關技術的推廣和應用。

（八）提高電動汽車充電基礎設施智能化水平。

探索利用電動汽車儲能作用，提高電動汽車充電基礎設施的智能化水平和協同控制能力，加強充電基礎設施與新能源、電網等技術融合，通過“互聯網+充電基礎設施”，同步構建充電智能服務平臺，積極推進電動汽車與智能電網間的能量和信息雙向互動，提升充電服務化水平。

五、加強電網調度的靈活性

（九）提高電網調度智能水平。

構建多層次智能電力系統調度體系。優化開機方式，確定合理備用率。開展風電和太陽能超短期高精度功率預測、高滲透率新能源接入電網運行控制等專題研究，提高新能源發電參與日內電力平衡比例。實施風光功率預測考核，將風電、光伏等發電機組納入電力輔助服務管理，承擔相應輔助服務費用，實現省級及以上的電力調度機構調度的發電機組全覆蓋。國家能源局批復的電力輔助服務市場改革試點地區，按照批復方案推進執行。完善日內發電計劃滾動調整機制，調度機構根據風光短期和超短期功率預測信息，動態調整各類調節電源的發電計劃以及跨省跨區聯絡線輸送功率。