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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