《北京市“十四五”时期电力发展规划》印发，新型储能获支持

增强电网调节能力，提高系统运行水平

加快推动北京电网调节能力建设，着眼电源侧、电网侧、用户侧综合施策，通过实施机组灵活性改造、热电解耦、新建储能设施、加强电力需求侧管理等多种技术措施，增加调峰能力，提高电力系统安全运行水平，促进可再生能源电力消纳，保障首都电力绿色、低碳、安全、高质量发展。

加强调峰设施建设与改造。研究编制《北京市“十四五”时期新型储能发展规划》，建立健全储能系统建设运行标准体系与运行机制，推动储能电站规模化建设，构建电网统一调度模式，提高电力系统调节能力，探索建设有利于储能发展的市场交易和价格机制，引导储能设施积极参与市场调节。加快实施本市燃气电厂机组灵活性改造和热电解耦，进一步优化机组运行模式；试点推动燃气锅炉+电锅炉供热技术应用，增强电力系统调节能力。2025年，电网调峰能力将进一步得到提升。

培育电力需求响应市场。出台北京市虚拟电厂建设指导意见，完善需求响应和负荷调控技术平台功能，研究制定市场运行规则及支持政策，引导全市各行业电力用户参与虚拟电厂构建，建立调节性（可中断）电力负荷资源库，充分挖掘电动汽车、电采暖、空调、储能等柔性负荷，并探索5G基站、充换电设施等潜在可调节资源共同参与，实现源网荷储协调互动，力争到2025年，电网高峰负荷削峰能力达到最高用电负荷的3%—5%。

推动电动汽车智能充放电。完善负荷高峰时段电动汽车有序响应市场机制，探索设计电动汽车参与电力市场的商业模式，积极引导电动汽车用户参与电力系统调峰。推广电动汽车智能有序充电技术，探索智能充放电技术应用模式，开展智能充放电试点建设；鼓励运营商参与充电桩智能化升级改造，推进居住区、企事业单位、工业园区、公交场站、物流园区等场景有序充电，引导车辆有序充放电，增强新能源消纳能力与电力保障能力。

加强综合能源服务管理。聚焦商业楼宇、工业园区等领域，积极拓展用能诊断、能效提升、多能供应等综合能源服务，以能效提升、分布式新能源开发利用为重点，推动公共用能领域节能降耗，注重电网发展和节电措施并举，有序发展城市景观照明和灯光秀，开展北京大兴国际机场临空经济区、昌平未来科学城、怀柔科学城、朝阳CBD、丽泽商务区等重点区域的综合能源示范建设。到2025年，建成北京市智慧能源服务平台，综合能源服务管理广度和深度有所提升，重点企业能耗水平显著降低。

推动新技术示范应用，助力系统智能化转型

通过先进信息通信技术在电力领域的融合应用，在提高电力系统智能运维水平、打造智慧用能园区、创新综合能源服务模式、推动电力领域区块链应用等方面实现新的突破，释放电力技术创新引领效能，驱动电力行业发展进一步向智能化、智慧化、便捷化迈进，为城市电力发展注入新动力，强化国际科技创新中心的城市战略定位。

实施“多站融合”示范项目。基于云计算、人工智能、区块链等新一代信息技术，融合变电站、数据中心站、充换电站、储能站、5G基站、北斗基站功能于一体，支撑坚强智能电网业务，培育能源互联网市场，推进共享型企业建设。

推动综合能源服务示范建设。在北京市重点区域，利用电力物联网技术推动区域智慧能源建设，实现区域能源智能化管理，全面提升综合能源服务质量和效益，形成能源互联网示范。在城市副中心、北京大兴国际机场临空经济区、怀柔科学城、昌平未来科学城、新首钢高端产业综合服务区等重点区域，结合柔性直流配电、分布式电源、储能等技术，推动综合能源服务示范建设。

提升科技化智能化运维水平。依托互联网、大数据等信息技术，探索支持用户配电室打造无人值守、远程集控、智慧巡检、智能诊断等智能运维新模式，实时掌握异常情况，实现全自动故障处理，进一步提高用电安全水平。结合先进信息通信技术，推动电力领域智能化运维水平升级和设备性能优化。

加强绿色低碳技术研究应用。积极开展配电网建模、仿真技术、潮流波动及运行控制分析研究，解决高比例分布式电源接入问题，实现源网荷储协同交互控制，提升配电网综合接纳能力。开展源网荷储协同互动和优化调度研究，构建源荷双向互动支撑平台，全方位提升新型电力系统负荷调度能力。探索区块链、5G等前沿技术在电力领域点对点交易、电网管理和系统运行、可再生能源交易、电动交通等场景应用。

深化电力体制改革，稳妥推进市场建设

电力市场化发展的新形势下，向改革创新要动力，完善电价形成机制，持续推进电力交易市场建设工作，采用“市场激励+政府监管”的模式，持续深化电力中长期市场建设，培育现货市场、辅助服务市场，推进增量配电业务，构建有效竞争的市场结构和市场体系，确保本市电力市场化改革取得实质性突破。

推进输配电价改革工作。贯彻落实党中央、国务院关于进一步深化电力体制改革和价格机制改革的决策部署，持续推进电价政策改革，按照“准许成本+合理收益”的原则，配合国家发展改革委开展输配电价核定工作，进一步理顺输配电价结构。

推动绿色电力市场化交易。积极落实国家可再生能源电力消纳保障责任，建立健全本市可再生能源电力消纳保障机制，实现多渠道消纳可再生能源电力；积极研究推动绿色电力市场化交易保障机制和支持政策，推动本地可再生能源电力交易试点，有序扩大可再生能源电力市场化交易规模；市场成熟期，积极引导电动汽车、储能等新兴市场主体参与绿色电力交易。加强与相关省市能源领域的深层次合作，探索建立绿电进京消纳新模式，提升本地可再生能源消费比重。

加强电力交易市场建设。加强与国家政策衔接，逐步完善相应交易政策和保障机制，引导工商业用户进入电力市场参与交易。研究推动电力现货市场建设，构建中长期与现货交易协同发展、相互融合的电力市场运营机制，释放市场活力，促进电源与负荷资源优化配置；深化零售市场建设，加强批发市场与零售市场衔接协同，促进电力用户参与系统互动；鼓励售电公司创新商业模式，研究微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力市场交易；积极探索电力辅助服务市场建设，推动建立无功补偿、调峰、“黑启动”、容量备用等电力辅助服务市场化机制，逐步实现辅助服务有偿化和市场化，提高电力系统安全可靠运行水平。

加强政策支持

积极发挥政府规划政策约束引导作用，聚焦“碳中和”战略目标，完善低碳导向价格政策和市场机制，持续深化能源价格、电力市场化等重点领域改革。充分衔接国家相关政策，加快研究本市绿色低碳发展路径，建立绿电市场化交易机制，重点推动新形势、新要求下的电能替代、尖峰电价、容量补偿机制、储能建设标准、需求侧管理等支撑政策研究，为“双碳”背景下电力安全稳定运行提供坚强有力政策保障。