峰谷差

用户终端等11个新型成套装置，并成功在示范工程中实际应用。示范工程实现在30%以上渗透率工况下的优化稳定运行，分布式电源100%就地消纳，降低峰谷差20%以上，供电可靠率达到99.99%以上。 该课题
突破了我国在多种间歇性分布式电源接入配电网的协同优化与控制的技术瓶颈，提高了主动配电网智能化设备研发和创新能力，促进配电智能化产业升级，有效提高了配电网侧的分布式电源消纳能力，有效降低峰谷差，提高了供电

%就地消纳，降低峰谷差20%以上，供电可靠率达到99.99%以上。该课题突破了我国在多种间歇性分布式电源接入配电网的协同优化与控制的技术瓶颈，提高了主动配电网智能化设备研发和创新能力，促进配电智能化
产业升级，有效提高了配电网侧的分布式电源消纳能力，有效降低峰谷差，提高了供电可靠率。在多能互补、热电解耦及能源综合利用方面属国内领先，课题的全部研发成果在示范工程电网实际应用，大力推进了主动配电网的实用化水平，对我国智能配电网应用具有极强的示范作用，具有很高的推广价值和社会效益。

吨标煤，人均电力消费2360千瓦时，人均天然气消费47立方米，仅为全国平均水平的56.5%、57.2%和48%。三是煤炭企业发展压力加大。煤炭赋存条件差、开采成本高、企业在传统销售市场的区位优势减弱
增长减速换挡，煤炭产能过剩，供求关系失衡，煤电装机阶段性过剩初步显现，设备平均利用小时数持续下降。煤炭市场化深入推进，我省煤炭埋藏深、赋存条件差、开采成本高，省内市场受外来煤炭挤压，煤炭企业经营困难

能源消费水平较低。2015年，我省人均能源消费1.77吨标煤，人均电力消费2360千瓦时，人均天然气消费47立方米，仅为全国平均水平的56.5%、57.2%和48%。三是煤炭企业发展压力加大。煤炭赋存条件差
，能源需求增长减速换挡，煤炭产能过剩，供求关系失衡，煤电装机阶段性过剩初步显现，设备平均利用小时数持续下降。煤炭市场化深入推进，我省煤炭埋藏深、赋存条件差、开采成本高，省内市场受外来煤炭挤压，煤炭企业

消费47立方米，仅为全国平均水平的56.5%、57.2%和48%。三是煤炭企业发展压力加大。煤炭赋存条件差、开采成本高、企业在传统销售市场的区位优势减弱，竞争力下降。二、十三五能源发展环境十三五时期
数持续下降。煤炭市场化深入推进，我省煤炭埋藏深、赋存条件差、开采成本高，省内市场受外来煤炭挤压，煤炭企业经营困难。国家实行煤电规划建设风险预警机制，我省煤电建设规模有限。2.资源环境约束强化。煤炭开采

天然气消费47立方米，仅为全国平均水平的56.5%、57.2%和48%。三是煤炭企业发展压力加大。煤炭赋存条件差、开采成本高、企业在传统销售市场的区位优势减弱，竞争力下降。二、十三五能源发展环境十三五
，设备平均利用小时数持续下降。煤炭市场化深入推进，我省煤炭埋藏深、赋存条件差、开采成本高，省内市场受外来煤炭挤压，煤炭企业经营困难。国家实行煤电规划建设风险预警机制，我省煤电建设规模有限。 2．资源环境

的补贴。“不用花多少钱”的价格政策除了补贴，企业还建议制定相关的价格政策。在很多人眼里，价格政策是一个“不用政府花多少钱”的方法。在用户侧，参与削峰填谷的企业希望峰谷电价差能够拉大，从而增加储能电站的
回收期根据项目在5-7年不等。南都电源的这些项目全都集中在江苏省、北京市、上海市等峰谷电价差较大的区域。对于发电侧的储能装置，一家钒液流电池企业建议，参考抽水蓄能电价政策，针对电站合理投资部分，享有准许

项目前期工作并开工建设。结合盐穴空间资源和地区电网调峰需求，开展地下盐穴压缩空气调峰储能试点。统筹兼顾片网调峰和控减煤炭需要，重点在峰谷差大、煤炭消费基数高、气源有保障的地区有序适度建设天然气调峰电站。完善
、先进机组节能改造经验，推动对标找差持续改造。鼓励发电机组因地制宜开展供热改造，降低综合煤耗。到2020年，全省在役燃煤机组平均供电煤耗比2015年下降5克标准煤/千瓦时。 4.积极淘汰落后耗煤产能

需求，开展地下盐穴压缩空气调峰储能试点。统筹兼顾片网调峰和控减煤炭需要，重点在峰谷差大、煤炭消费基数高、气源有保障的地区有序适度建设天然气调峰电站。完善电价政策，鼓励电动汽车低谷充电。实施煤电灵活性改造
、时限。加强改前改后测试，严格改造节能量评估认定。以发电煤耗为主、供电煤耗为辅，开展同类机组单耗评价，总结标杆企业、先进机组节能改造经验，推动对标找差持续改造。鼓励发电机组因地制宜开展供热改造，降低综合