电力——两部委：《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》

当前，我国电力行业发展已经从高速增长进入高质量发展阶段，应以实现“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”为目标，坚持系统观念，在保障经济社会平稳发展的基础上，着力构建清洁低碳、安全高效的能源体系，积极提高我国应对气候变化能力，提升非化石能源消费比重，推动能源绿色低碳转型发展。为解决当前电力系统中清洁能源开发消纳比例较低、系统调节能力不足、各类电源统筹协调不够、源网荷协调不充分等问题，发挥源网荷储一体化和多能互补在保障能源安全中的作用，积极探索其实施路径，2021年2月25日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（以下简称《指导意见》）。

解读：

电力源网荷储一体化和多能互补作为提升电力发展质量和效率的重要抓手，符合新一代电力系统的建设方向，符合能源电力绿色低碳发展的相关要求，有助于促进非化石能源加快发展，提高我国在应对气候变化中的自主贡献度，提升能源清洁利用水平、电力系统运行效率和电力供应保障能力。

《指导意见》将电力源网荷储一体化和多能互补作为电力工业高质量发展的重要举措，提出了三项基本原则：一是绿色优先、协调互济，以保障电力系统安全稳定运行为前提，优先考虑可再生能源电力开发利用，充分发挥源网荷储协调互济能力，促进能源转型和绿色发展。二是提升存量、优化增量，重点提升存量电力设备利用效率，合理优化增量规模、结构与布局。三是市场驱动、政策支持，发挥市场配置资源决定性作用，更好发挥政府作用，破除市场壁垒，加强引导扶持，建立健全相关政策体系，不断提升产业竞争力。

《指导意见》提出了源网荷储一体化实施路径和重点。在实施路径上，通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，充分发挥负荷侧的调节能力，依托坚强局部电网建设提升重要负荷中心应急保障能力和风险防御能力，调动市场主体积极性，探索构建以电网为平台、统筹电源负荷与调度运行各环节、源网荷储高度融合的新一代电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级等具体模式。在实施重点上，一是区域（省）级侧重于通过电力市场价格信号引导各类市场主体灵活调节、多向互动，落实电源、电力用户、储能、虚拟电厂参与市场机制。二是市（县）级侧重于重点城市坚强局部电网建设、清洁取暖和清洁能源消纳一体化示范，提出保障电源以及自备应急电源配置方案，热电联产机组、新能源电站、灵活运行电热负荷一体化运营方案。三是园区（居民区）级侧重于调动负荷侧调节响应能力，在城市商业区、综合体、居民区开展分布式发电与电动汽车（用户储能）灵活充放电相结合的园区（居民区）级源网荷储一体化建设，在工业负荷大、新能源条件好的地区开展源网荷储一体化绿色供电园区建设。

同时，《指导意见》提出了电力多能互补实施路径和重点。在实施路径上，通过利用存量常规电源，合理配置储能，强化电源侧灵活调节作用，优化各类电源规模配比，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，主要包括风光储、风光水（储）、风光火（储）等具体模式。在实施重点上，一是将“风光储一体化”定位于积极探索，结合储能成本下降进度深入研究配置储能的经济技术可行性。二是稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，考虑到当前水电外送通道利用小时约5000小时，汛期枯期差异较大，“风光水（储）一体化”主要利用水电的调节能力以及水电外送通道的闲置空间，积极开发消纳新能源。三是严控增量“风光火（储）一体化”，强调优先推进存量输电通道的改造提升，将可行的存量火电发展为“一体化”项目，通过灵活性改造挖掘机组调节能力，扩大就近打捆新能源电力规模;对于“风光火（储）”增量项目，则鼓励优先利用近区现役及已纳规火电项目，以减少新增火电规模，新建外送输电通道可再生能源电量比例原则上不低于50%，优先规划建设比例更高的输电通道;对于就地开发消纳项目，在充分评估当地资源条件和消纳能力的基础上，优先利用新能源电力。

（综合整理：贵州日报天眼新闻记者 贾鹏）