推进电力源网荷储一体化和多能互补

唐仁敏

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，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》）。

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》重点提出了电力源网荷储一体化和多能互补的重要意义、总体要求、实施路径、实施重点和政策措施。现从以下五个方面进行解读。

第一方面，提出了推进电力源网荷储一体化和多能互补的重要意义。《指导意见》从三个方面提出重要意义，一是强化源网荷储各环节间协调互动，实现统筹协调发展，有助于提高清洁能源利用率、提升电力发展质量和效益。二是优先利用清洁能源资源、充分发挥水电和火电调节性能、适度配置储能设施、调动需求侧灵活响应积极性，可全面推进生态文明建设。三是发挥跨区源网荷储协调互济作用，有利于推进西部大开发形成新格局，改善东部地区环境质量，促进区域协调发展。

第二方面，明确了电力源网荷储一体化和多能互补的总体要求。《指导意见》以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神，落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，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。

第三方面，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、清潔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。

第四方面，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。

第五方面，提出了电力源网荷储一体化和多能互补的政策措施。一是加强组织领导，发挥国家能源主管部门的统筹协调作用，加强项目规划与国家和地方电力发展规划、可再生能源规划等的衔接。按照“试点先行，逐步推广”原则，通过国家电力发展规划编制、年度微调、中期滚动调整，将具备条件的项目优先纳入国家电力发展规划。二是落实主体责任，地方能源主管部门负责牵头，会同能源局派出机构组织相关企业开展项目及实施方案的分类组织、研究论证、评估筛选、编制报送、建设实施等工作，必须严格落实国家能源电力规划，坚决防止借机扩张化石电源规模、加剧电力供需和可再生能源消纳矛盾。三是建立协调机制，在规划层面，各投资主体积极提出规划建议，协同推动前期工作，实现规划一体化;在建设层面，协调各电力项目建设进度，确保同步建设、同期投运，推动建设实施一体化;在运行层面，能源局派出机构牵头，建立各类电源协调运营和利益共享机制，发挥各类电源互补作用，促进项目运行调节和管理规范的一体化。四是守住安全底线，研究电力系统源网荷储各环节的安全共治机制，探索新一代电力系统安全治理手段，保障新能源安全消纳。五是完善支持政策，鼓励具备条件地区统一组织推进相关项目建设，支持参与跨省区电力市场化交易、增量配电改革及分布式发电市场化交易。六是鼓励社会投资，鼓励社会资本投资各类电源、储能及增量配电网项目，或通过资本合作等方式建立联合体参与项目投资开发建设;七是加强监督管理，国家能源局派出机构加强对相关项目事中事后监管，并提出针对性监管意见。