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智慧调控技术:规模化储能与常规电源联合优化运行技术，规模化储能电网主动支撑控制技术;分布式储能设施聚合互动调控技术，分布式储能与分布式电源协同控制技术，区域能源调配管理技术。创新智慧调控技术。集中攻关规模化储能系统集群智能协同控制关键技术，开展分布式储能系统协同聚合研究，着力攻破高比例新能源接入带来的电网控制难题。依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，开展储能多功能复用、需求侧响应、虚拟电厂、云储能、市场化交易等领域关键技术研究。国启中能电力服务，优化配电网络结构，提高电力供应的灵活性与韧性。江门技术国启中能电力交易平台

坚持绿色发展，整合差别电价、阶梯电价、惩罚性电价等差别化电价政策，建立统一的高耗能行业阶梯电价制度，对能效达到基准水平的存量企业和能效达到风向标水平的在建、拟建企业用电不加价，未达到的根据能效水平差距实行阶梯电价，加价电费专项用于支持企业节能减污降碳技术改造。做好铁矿石、化肥等重要原材料和初级产品保供稳价，进一步强化大宗商品期现货市场监管，加强大宗商品价格监测预警；支持企业投资开发铁矿、铜矿等国内具备资源条件、符合生态环境保护要求的矿产开发项目；推动废钢、废有色金属、废纸等再生资源综合利用，提高“城市矿山”对资源的保障能力。天津立体化国启中能电力性能国启中能电力致力于推动清洁能源的发展和利用。

今年入夏以来，广东地区用电负荷频频刷新纪录。气温超过30℃以上时，气温每上升1℃，广东省电力负荷就增长约300万千瓦。7月14日，广东电网统调负荷今年第五次创历史新高，达到13283万千瓦，比去年比较高负荷增长4.7％。此前，南方电网预计，广东二季度或存在比较大约760万千瓦负荷缺口，相当于2020年广东比较高统调负荷的近6％。为缓解“电荒”，自5月中旬开始，广东在广州和佛山、东莞等17个地级市启动有序用电，大部分制造企业被要求错峰用电，限时生产。但雪上加霜的是，电煤供应紧缺，煤价高企。易煤研究院总监张飞龙告诉《中国新闻周刊》，今年煤炭供求有明显的缺口。国内供应端，内蒙古对涉煤领域倒查20年”以及陕西煤管票限制比较严格，煤矿企业大都按照核定产能生产，很少有增量。5月开始，产地部分煤矿停产停销使得供应进一步紧张。“现在电厂库存、港口库存都处于历史同期比较低水平，坑口根本没有库存。”张飞龙说。供需矛盾导致电煤价格一路上涨。7月19日，中电联发布的第480期中国电煤采购价格指数（CECI曹妃甸指数）显示，5500大卡电煤每吨价为947元，而去年同期的价格为每吨582元，同比增长62.7％。

有售电公司负责人记得，去年底的长协采购过程中，电厂“杀价”很快，以53.51厘/千瓦时（5分35）的度电折让价格只出现了两三天，多数时段的折让价格是在3分/千瓦时左右。而广东相当一部分售电公司给用户的折让价格普遍是5分左右，三分钱的折让价格意味着售电公司每度电将亏损两分钱。“肯定是有犹豫，就想着去现货市场赌一把”。与中长期交易不同，电力现货交易为实时交易、实物交割，所有物理电量均在现货市场买卖。根据交易规则，符合准入条件的发电企业、售电公司、电力用户等市场主体，通过集中竞价、按节点边际价格出清的市场化交易方式，开展现货电力交易。2020年8月，广东电力现货结算试运行中，由于现货出清价格较低，售电公司大赚了一笔。不少售电公司认为即使拿不到长协电量，只要开展现货月，赌一把还是能弥补亏损，甚至有点小收益。公司将继续致力于电力行业的创新和发展，为社会提供可靠的电力供应。

更为尴尬的是，作为电力交易的中间环节，上游发电侧因煤炭等原材料上涨导致的价格波动，传导到售电公司后无法向用户传递。僵局也随即形成——售电公司被夹在中间，进退维谷。“价格波动不能传导到用户，售电公司对用户不能涨价，但要我们发电企业让利，我们本来就在亏本发电，早已没有空间了。”李清说。为解决“市场煤”与“计划电”的矛盾，中国于2004年底出台了“煤电联动”政策，即根据煤炭价格波动相应调整电价。2020年起，中国取消了煤电联动机制，将现行上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。张传名认为，发电企业一头在市场，一头在计划。煤炭采购价格是随市场波动的，但销售侧却几乎是定价不动的，定价机制是问题总爆发的根源。国启中能电力服务，依据市场需求规划发电产能，合理安排发电任务。现代化国启中能电力销售

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加强能源规划、政策、重大项目实施情况监管。健全“十四五”能源规划实施机制，确保地方规划与国家规划有效衔接。依据“十四五”能源规划，跟踪关注重要输电通道、油气管道及互联互通、大型煤矿、水电站、核电站、天然气储气设施等工程项目推进情况，及时发现项目推进中的突出问题。加强对煤电气电规划建设、北方地区冬季清洁取暖、整县屋顶分布式光伏开发试点、可再生能源消纳责任权重、煤层气开发利用等重点领域监管，确保政策执行不跑偏、不走样。江门技术国启中能电力交易平台