解读《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》

党的十九大以来，我国社会主要矛盾的变化本质上决定了新时代电力工业更加注重推动高质量发展，其内涵是提高发展质量、转变发展动力、提升发展效率，实现“安全、绿色、高效”的相辅相成、辩证统一。为此，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》（发改能源规〔2021〕280号）（以下简称《指导意见》），国家能源局印发了《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补发展工作方案的通知》（以下简称《报送通知》），明确了“坚持清洁低碳、坚定安全为本，强化主动调节、减轻系统压力，明确清晰界面、统筹运行调节，均等权利义务、实现共享共赢”的总基调，以系统性、多元化的思维统筹推进源网荷储深度融合和多能互补协调发展，为确保安全前提下提升电力工业清洁低碳水平和系统总体效率指明了方向。

《指导意见》和《报送通知》释放出哪些重要信号？具体推进中的关键要点有哪些？我们结合自身工作提出以下几点初步的理解。

坚守安全底线

针对2020年我国石油和天然气对外依存度分别达到73%、43%的实际，总体国家安全观对电力安全保障提出了更高要求。受资源和站址条件、开发建设周期、应用场景等因素制约，水能、核能的利用规模有限，在开发侧持续加大新能源开发力度，是符合我国现实特点的能源安全保障重要途径。与之相应，以高比例新能源、高比例电力电子装置为特征的“双高”电力系统运行规律和特性产生显著变化，电力系统安全稳定运行面临严峻挑战。如何统筹绿色发展与安全保障，是新时代电力高质量发展必须破解的重大现实课题。

《指导意见》和《报送通知》强调并明确了绿色发展与保障安全相辅相成的关系。《指导意见》全文14次提到“安全”，包括“在确保安全的前提下，最大化利用清洁能源”“探索新型电力系统安全治理手段，保障新能源安全消纳”“坚持底线思维，统筹发展和安全”等。电力系统安全的根基若不稳固，新能源的开发利用、电力的绿色发展便无从谈起。因此，既要大力促进可再生能源，尤其是新能源的开发利用，助力实现碳达峰、碳中和目标；也要遵循电力系统客观规律，紧密结合技术经济实际，促进多种电源之间，电源、电网、负荷与储能之间协同优化，确保绿色电力安全消纳。

强化主动消纳

日前，国家能源局就《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》）向社会征求意见，提出了新能源保障性并网与市场化并网两种发展模式，保障性并网指各地落实非水电消纳责任权重所必需的新增装机由电网企业保障并网，市场化并网指超出保障性并网范围仍有意愿并网的项目，通过市场化方式落实新增并网消纳条件后，由电网企业予以并网。《指导意见》和《报送通知》中涉及新能源开发的项目均要求“以市场消纳为导向”“提升可再生能源消纳水平”“落实可再生能源消纳能力”，明确必须通过充分挖掘和释放生产侧、消费侧调节潜力，并因地制宜合理配置储能等，充分发挥市场主体的调节主动性，从“要我调”转变为“我要调”，通过系统优化同步实现新能源的高效开发利用，显著降低电力系统消纳压力，做到与《征求意见稿》的无缝衔接，起到大力促进新能源发展的作用。

对于源网荷储一体化项目，《指导意见》和《报送通知》强调“调动（或发挥）负荷侧调节响应能力”“加强源网荷储多向互动”，重点通过调动用户积极性，充分发挥负荷侧灵活调节能力，降低对电力系统的调节支撑需求。对于多能互补项目，《指导意见》和《报送通知》强调“强化电源侧灵活调节作用”，重点通过一体化模式激发存量电源调节积极性与潜力，优化配置增量调节性电源或储能，进而实现各类电源互济互补，不增加电力系统调峰压力。

同时，为进一步加大新能源开发力度，《指导意见》明确“力争各类可再生能源综合利用率保持在合理水平”，不再对弃电率进行政策性要求，而是更多地将决定权交给一体化项目的投资者，实现经济可承受范围内的自主决策。

发挥一体优势

一体化项目与常规项目的本质区别是“对外相对独立，对内整合要素”，对外在联网界面、调控层面与大电网相对独立化、清晰化，对内实现源网荷储各个环节、风光水火储各类资源的统筹优化，以此发挥一体化项目“整合”优势。《指导意见》和《报送通知》提出“一体化聚合模式”“关系清晰”“就近”“打捆”“规划、实施、运行调节和管理规范一体化”，明确一体化项目应就近打捆汇集聚合，既要力争与大电网形成相对清晰的物理和调控界面，也要努力在规划、建设、运行各个阶段实现统筹管理，充分突出了一体化项目特点，厘清了与常规项目的根本差异。

对于物理界线与交易模式，《指导意见》和《报送通知》提出“源网荷储一体化项目通过虚拟电厂等一体化聚合模式参与市场交易”“力求物理界面与调控关系清晰”，明确一体化项目应力争划出与大电网的物理分界面，整个项目作为一个市场主体参与交易；《指导意见》多次提到电力多能互补项目应“就近”“打捆”，明确项目布局宜相对集中，与电力系统的连接方式尽可能简单清晰，以此充分发挥规模化开发优势、有效衔接各类电源建设进度、实现各类电源出力特性内部互补。对于运行管理与调控模式，《指导意见》提出“实现项目运行调节和管理规范的一体化”，明确项目应在统筹协调、运行优化、调控管理等方面突出“一体化”比传统运行管理的相对优势。

区分推进节奏

截至2020年年底，我国煤电、常规水电装机规模分别达到10.8亿千瓦、3.4亿千瓦，其中绝大多数电源的调节潜力尚未充分发掘，加之影响自身发电量和收益，通过深度调峰为新能源“让路”的意愿不强。“十四五”及中长期新能源发展应重点依托存量电源开展工作，激发存量资源活力和主动性，提升存量电力设备利用效率和绿电比例，同时结合各类电源组合特点、调节性能、经济收益等，按照轻重缓急分类推进增量项目。《指导意见》和《报送通知》按照“提升存量，优化增量”的原则，明确一体化项目应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，实现新能源的规模化发展，是符合我国现实特点的发展举措。

对于各类项目的推进节奏，《指导意见》和《报送通知》明确电力多能互补分类推进的思路，以积极的态度重点实施存量“风光水火储一体化”提升，特别是通过龙头水电站建设和煤电灵活性改造挖掘调节潜力，“量入而出”适度就近打捆新能源；以稳妥的态度推进增量“风光水（储）一体化”，重点依托具有调节性能的大中型水电适度就近打捆新能源；以探索的态度推进增量“风光储一体化”，重点关注技术可行性和电价竞争力，为中长期新能源大规模开发消纳开辟新路径；以严控的态度推进增量“风光火（储）一体化”，重点是严控新增煤电需求，控制煤电增长速度。

对于重点项目门槛，《报送通知》明确了“源网荷储一体化重点项目”和“多能互补重点项目”的基本要求，即要求前者实施后每年新能源电量消纳能力不低于2亿千瓦时且新能源电量消纳占比不低于整体电量的50%，要求后者实施后每年新能源电量消纳能力不低于20亿千瓦时。

实现利益共享

在电力体制改革推进及其配套政策机制完善过程中，各市场主体对权利义务的认可程度、电力市场价格标准是否真实反映电力价值合理性等存在较大分歧。例如，电源、电网、负荷、储能各环节各主体利益如何协调？具备调节能力电源是否需要无偿为新能源调峰？独立储能的合理收益如何通过电价疏导？为缓解上述矛盾，实现各主体互利共赢，《指导意见》提出“建立协调机制”，通过深化市场化机制建设、营造平等投资环境等手段，发挥协同互补效益，提升可再生能源消纳水平。

对于建立共享机制，《指导意见》提出依托“建立所在区域的源网荷储一体化和多能互补项目协调运营和利益共享机制”，通过完善的机制激励市场主体参与宽幅调节电力设施投资积极性，体现有调节能力机组、储能设施对促进新能源发展的正向价值，强化各方对一体化项目的认同感和归属感，确保各方共享共赢。对于营造平等投资环境，《指导意见》提出“降低准入门槛”“鼓励社会资本等各类投资主体投资”，表明了“一体化”不是排斥社会资本公平进入，而是敞开大门，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，鼓励引导社会资本公平参与一体化项目投资。

《指导意见》明确“有效期5年”，体现了政策在电力体制改革推进过程中的“临时”“过渡”属性。随着中长期电改的不断深化完善，电力工业高质量发展将更多依赖市场在资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用，通过完善相关体制机制，着力构建好以新能源为主体的新型电力系统。