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储能市场主体身份，推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。在具体方向上指明后续要研究建立独立储能电站、电网替代性储能设施的成本疏导机制，要完善峰谷电价扩大用户侧储能获利空间，采用政策倾斜的方式激励配套
。一是提早进行动员部署。一季度，国家能源局对电力行业防汛进行总体部署，明确了6项重点任务，要求各单位认真落实防汛责任，强化落实措施，统筹做好汛期准备、汛中应急、汛后评估工作。4月份，组织召开了电力行业

广泛而深刻的经济社会系统性变革。构建以新能源为主体的新型电力系统，将深刻改变现有电力系统的基本形态和运行特征，也对电力市场机制提出了更高要求。持续完善新能源参与电力市场政策和机制，发挥市场在资源配置中
保障性收购为主，大部分省份以全额收购的方式消纳新能源电量，新能源上网电量执行批复电价，不参与市场化交易。西北、东北等多数省份以保障性消纳+市场化交易结合方式消纳新能源，保量竞价电量参与电力市场，由

升级成效突出，连续三年在全国老工业城市产业转型升级示范区年度评估中被评为优秀。2016年、2018年、2020年，因老工业基地调整改造成效明显获国务院真抓实干督查激励。2020年因工业稳增长和转型升级成
国家知识产权示范城市，鼓励有实力的制造业企业通过自主研发、产学研合作、专利收购等模式构建产业化导向的专利组合，引导企业加强PCT国际专利申请。推进知识产权保护中心和快速维权中心建设，建立健全知识产权价值评估

实施新型电力系统科技攻关行动计划，全方位提高自主创新能力。一方面，重点开展双碳情景下电力系统安全稳定运行控制、多时空尺度电力电量平衡、仿真评估技术等领域攻关，积极打造新型电力系统示范区。另一方面，聚焦
深化价格与市场机制、电力市场与碳市场协同发展、产业政策配套等重大问题研究，为国家有关方面制定政策提供支撑。加强国际交流合作，积极参与国际标准制定，携手国际同行共同为实现双碳目标和人类社会可持续发展贡献力量。

%，同比提升9.5个百分点;受户用光伏补贴政策利好，新增分布式光伏装机同比增长111.1%，占新增光伏装机的66.9%。本季度消纳利用评估上半年全国风电利用率96.4%，同比提升0.3个百分点
发电量比重 02本季度消纳利用评估全国新能源消纳利用水平整体较高。二季度，全国弃风电量54.4亿千瓦时，风电利用率96.9%，同比基本持平;全国弃光电量15.8亿千瓦时，光伏发电利用率98.2

。一方面，重点开展双碳情景下电力系统安全稳定运行控制、多时空尺度电力电量平衡、仿真评估技术等领域攻关，积极打造新型电力系统示范区。另一方面，聚焦科技自立自强，全力推进卡脖子技术攻关，加快国产化替代
业力量共同推动。我们将加强与产业链上下游协同合作，促进发输配用各领域、源网荷储各环节、电力与其他能源系统协调联动。加强与利益相关方沟通交流，持续深化价格与市场机制、电力市场与碳市场协同发展、产业政策配套

成果转化。鼓励开展储能技术应用示范、首台(套)重大技术装备示范。加强对新型储能重大示范项目分析评估，为新技术、新产品、新方案实际应用效果提供科学数据支撑，为国家制定产业政策和技术标准提供科学依据
建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。因地制宜建立完善按效果付费的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制

电力消纳责任权重。围绕实现2025年非化石能源占一次能源消费比重提高至20%左右的目标，在2020年消纳责任权重完成情况评估的基础上，研究提出了各省2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022年预期
》，鼓励新能源项目与电网企业、用户、售电公司通过签订长周期（如20年及以上）差价合约参与电力市场。引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时

分布式光伏单体体量比较小，项目数量多，投资主体以中小企业和个人为主，地理分布分散，开发难度大，运维难度大。针对分布式光伏独特的特点和面临的问题需要有针对性的解决方案促进行业高质量发展。一是电力市场
。二是高比例分布式光伏发展所需的配电网接入能力不足。从电力系统安全稳定运行的角度来看，分布式光伏大量地接入也会影响配电网的安全运行。目前，配电网规划无法掌握地区分布式电源的总体情况，缺少评估配电网

升级。4、限电风险项目前期开发工作中，开发人员与当地电网公司发展策划部积极沟通并收集资料，掌握当地电网供电现状与发展规划，明确当地电网及电力市场是否有足够用电容量可消纳项目发电量，当地已建成的太阳能发电
项目是否有弃光的现象发生。基于掌握了当地电网的情况后，建议适当调整项目的超装规模，使项目的发电容量能被国家电网接纳、发电量能被当地电力市场消纳，降低限电弃光情况的发生。5、上网电价风险根据项目所在省份

运行原理，西部送端系统的风电和光伏发电需要与当地的火电、水电等出力可控机组打捆成比较平稳的功率，再输送给终端的电力用户。所以，在对两种开发模式开展经济性比较时，正确的评估方法应该从全社会成本的角度开展
的电网。与传统电网相比，智能电网通过电力和信息的双向流动，建立起高度自动化和广泛分布的能量交换网络。这样的电网具有自愈能力，能够容纳全部发电和储能，终端用户成为电力的生产型消费者，参与电力市场和电网

端系统的风电和光伏发电需要与当地的火电、水电等出力可控机组打捆成比较平稳的功率，再输送给终端的电力用户。所以，在对两种开发模式开展经济性比较时，正确的评估方法应该从全社会成本的角度开展对比分析，需要
电网相比，智能电网通过电力和信息的双向流动，建立起高度自动化和广泛分布的能量交换网络。这样的电网具有自愈能力，能够容纳全部发电和储能，终端用户成为电力的生产型消费者，参与电力市场和电网优化运行。余贻

跟上。不能只提要求，没有后续标准规范的发布。仍有部分问题尚未解决吴俊宏进一步指出，《规范》可以进一步考虑电力市场化改革背景以及市场机制对于储能发展的引导作用，比如关于规划引导，不止是技术层面
上电力平衡或者调峰平衡的问题，也要设计合理的电力市场机制引导储能的发展。再比如《规范》第十八条，电网企业优化调度运行机制，科学优先调用，保障新型储能利用率，在电力市场的背景下，是否调用储能、调用多少储能

从电力系统角度评估新能源使用成本，包括新能源场站成本和系统成本两部分。随着新能源发电渗透率提高，调节运行成本等系统成本将显著增加。电网有没有能力消化这部分成本? 6月16日，四川甘孜
，会不会传导到用户侧的电价?电网有没有能力消化这些增加的系统成本? 能源转型或致系统成本增加电网方面相关人士指出，从电力系统角度评估新能源利用成本，包括新能源场站成本和系统成本两部分，其中，系统

，期望未来十四五期间通过规模效应降低成本，与此同时推进电力市场化改革，完善储能发展所需的市场环境。未来5年内预计降低成本依然是首要任务。储能大规模应用的关键是成本的下降加上合理的商业模式设计。从目前的
，将成为锂电池在电力系统应用的有效补充。新型储能全面市场化，需要进一步推动电力市场改革，完善市场机制，形成成熟的电力市场。中国电力报：《征求意见稿》提出，到2030年，实现新型储能全面市场化发展，您

信息技术，健全价格监测预测预警系统，完善价格监测分析制度和风险预警框架。动态跟踪分析国内外市场形势，一体监测重点商品生产、运输、销售、成本、价格动态，加强综合研判和趋势分析，强化风险评估和预测预警
。持续深化燃煤发电、燃气发电、水电、核电等上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制。平稳推进销售电价改革，有序推动经营性电力用户进入电力市场，完善居民阶梯电价

十九届五中全会精神和十四五规划《纲要》部署，在总结评估十三五期间改革实施情况，深刻分析国内外形势变化的基础上，明确了十四五时期深化价格机制改革的总体目标，即到2025年，竞争性领域和环节价格主要由市场
能源价格改革，输配电、天然气管道运输等领域价格成本监管不断加强，取得历史性成就;竞争性环节价格逐步放开由市场形成，极大地激发了市场主体活力。其中，围绕推动绿色低碳发展，国家不断推进电力市场化改革，完善风电