5.分布式微网园区综合能源响应涵盖热电联产

、电锅炉等多能源站的分布式微网，通过协调运行可以充分利用多能源优势互补的特性，能够显著提高系统灵活性，提高风、光电消纳率，有效降低配电网网损及区域能源站运行费用约15%
。通过设计合理的利益共享机制，分布式微网可由售电公司或电网公司代理，通过加装相应监测
、自动控制系统，将园区供电、供热整体作为单一市场主体，参与灵活负荷资源的各类市场化交易。

6.可中断电价优化可中断负荷要适应随机性强、高频、短时的切负荷需求，积极开拓中小用户市场。为增强实施效果
，原则上负荷削减最小规模不低于1MW
，可由售电公司聚合放开选择权的用户来实现，并提前确定可中断负荷执行次序、补偿水平等。在明确因消纳能力不足、导致新能源出力即将跌落达到某一阈值(如2%~5%)时
，按照提前确定的通知时间，以最小切负荷为原则，要求用户按照协议范围内的时间和规模中断负荷。与传统切负荷相比，可中断切负荷给用户带来的损失更大，因此需多途径解决可中断电价资金来源
。除了通过传统高可靠性电价收益补偿

、筹集资金补偿等方式外，可按照“谁受益谁补偿”的原则，探索切负荷时段并网新能源出让部分收益弥补用户损失的方法。

7.峰谷分时电价优化强化峰谷分时电价削峰填谷功能，扩大风电大发时段的基础负荷消纳能力。各省应因地制宜，依据新能源出力曲线特点与峰谷电价补偿资金规模
，调整峰谷价差和时段
，实现对负荷的精细化引导，将更多的高峰时段负荷吸引到风电大发时段。对于能够妥善解决补偿资源来源的省份，可适度拉大峰谷价差。对于峰谷电价补偿，可通过行政手段，把电网企业的损失纳入灵活负荷资源响应资金进行补偿;或是探索通过市场手段疏解矛盾

，在低谷时段针对新能源实行竞价上网、最高限价
，对用户实行价格联动
，保障电网企业输配电费收入的同时，实现新能源发电和用户的合理利益分配与补偿。

四、结论及建议

从国外研究及实践经验来看，电力比价优势
、环保政策约束、技术经济可行性等因素决定了电能替代空间。灵活负荷资源响应对技术、体制机制要求较复杂
，需系统制定基于市场信号的负荷响应机制。应积极发挥市场机制降低电能替代项目运行成本的积极作用
，促进电能替代项目推广
。近期着重采用“行政+市场”的方式激发需求侧资源灵活性，通过构建交易机制、优化电价机制等措施
，使得各类负荷资源促进新能源消纳，未来随着现货市场、信息技术等完善发挥实时电价作用。对于新能源消纳矛盾突出的西北等地区，采用“电能替代+跨区跨省”消纳双管齐下，如单凭区域内电能替代增量负荷无法有效扭转新能源消纳矛盾，跨区跨省负荷消纳是短期内的根本有效手段

。为了高质量推进电能替代项目
、灵活负荷资源促进新能源消纳，建议做好以下几方面工作：一是加快售电公司准入频次
、符合条件用户选择权放开，优化需求侧资源应用市场条件。发挥售电公司精准营销、创新服务潜力，促进高效聚合电能替代项目、灵活负荷资源参与各类市场交易，降低电能替代项目运行成本
、激发灵活负荷响应能力
。二是完善新能源与负荷资源的交易品种、交易机制等
，创造良好、宽松市场环境
。设立低谷时段弃风弃光电量与电能替代项目定向交易、需求侧资源与新能源发电专场交易
、需求侧资源参与辅助服务交易等品种
，在偏差电量考核等方面制定宽松、有针对性扶持措施。三是优化峰谷分时电价、可中断电价，增强对负荷主动消纳新能源的引导能力和吸引力。优化可中断电价执行范围，明确中断的前提
、提前通知时间、负荷中断持续时间、可中断补偿等

，优化峰谷分时电价优化执行范围
、峰谷价差及执行时段
、峰谷电价补偿机制，通过纳入需求侧管理基金
、受益方出让部分收益等方式，多途径筹集补偿资金来源
。四是加强行政干预能力，推动电能替代项目实施。配套出台优惠价格
、市场准入机制等
，科学扩大电能替代规模

。统筹收取专项基金、环保处罚资金、未替代落后产能企业分摊等政策实施
，多途径筹集支持资金
，鼓励电能替代。强化环境监管力度
，完善相关能效和设备标准。地方政府主导逐步建立工业企业能效等级标准


、工业企业排放等级标准和用能设备质量管理标准。

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