各省@@@@、自治区@@、直辖市@@@@、新疆生产建设@@兵团发展改革委@@、能源局@@，国家能源局@@@@各派出机构@@：
为实现@@“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@@”的目标@@@@，着力构建清洁低碳@@、安全高效的能源体系@@，提升@@能源清洁利用水平和电力@@系统运行效率@@，贯彻新发展理念@@，更好地发挥源网荷储@@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@@，现提出以下意见@@：
一@@、重要意义@@
源网荷储@@一@@体化@@@@和多能互补发展是电力@@行业坚持系统观念的内在要求@@，是实现电力@@系统高质量发展的客观需要@@，是提升@@可再生能源开发消纳水平和非化石能源消费比重的必然选择@@，对于促进我国能源转型和经济社会发展具有重要意义@@@@。
（一@@）有利于提升@@电力@@发展质量和效益@@。强化源网荷储@@各环节间协调互动@@，充分挖掘系统灵活性调节能力和需求侧资源@@，有利于各类资源的协调开发和科学配置@@，提升@@系统运行效率和电源开发综合效益@@，构建多元供能智慧保障体系@@。
（二@@）有利于全面推进生态文明建设@@@@。优先利用清洁能源资源@@、充分发挥常规电站调节性能@@、适度配置储@@能@@设施@@、调动需求侧灵活响应积极性@@，有利于加快能源转型@@，促进能源领域与生态环境协调可持续发展@@。
（三@@）有利于促进区域@@协调发展@@。发挥跨区源网荷储@@协调互济@@作用@@，扩大电力@@资源配置规模@@，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@@，提升@@可再生能源电量消费比重@@。
二@@、总体要求@@
（一@@）指导思想@@。
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@@，积极构建清洁低碳安全高效的新型电力@@系统@@，促进能源行业转型升级@@@@。
（二@@）基本原则@@@@。
绿色优先@@，协调互济@@。遵循电力@@系统发展客观规律@@，坚守安全底线@@，充分发挥源网荷储@@协调互济@@能力@@，优先可再生能源开发利用@@，结合需求侧负荷特性@@、电源结构和电网@@调节能力@@，因地制宜确定电源合理规模与配比@@，促进能源转型和绿色发展@@。
提升@@存量@@，优化增量@@。通过提高存量电源调节能力@@、输电通道利用水平@@、电力@@需求响应能力@@，重点提升@@存量@@电力@@设备利用效率@@；在资源条件较好@@、互补特性较优@@、需求市@@场较大的送受端@@，合理优化增量@@规模@@、结构与布局@@。
市@@场驱动@@，政策支持@@。使市@@场在资源配置中起决定性作用@@，更好发挥政府作用@@，破除市@@场壁垒@@，依靠技术进步@@、效率提高@@、成本降低@@，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@@。
（三@@）源网荷储@@一@@体化@@@@实施路径@@。
通过优化整合本地电源侧@@、电网@@侧@@、负荷侧@@资源@@，以先进技术突破和体制机制创新为支撑@@，探索构建源网荷储@@高度融合的新型电力@@系统发展路径@@，主要包括区域@@@@（省@@）级@@、市@@（县@@）级@@、园区@@（居民区@@）级@@“源网荷储@@一@@体化@@@@”等具体模式@@。
充分发挥负荷侧@@的调节能力@@。依托@@“云大物移智链@@”等技术@@，进一@@步加强源网荷储@@多向互动@@@@，通过虚拟电厂等一@@体化@@聚合模式@@，参与电力@@中长期@@、辅助服务@@、现货等市@@场交易@@，为系统提供调节支撑能力@@。
实现就地就近@@、灵活坚强发展@@。增加本地电源支撑@@，调动负荷响应能力@@，降低对大电网@@的调节支撑需求@@，提高电力@@设施利用效率@@。通过坚强局部电网@@建设@@@@，提升@@重要负荷中心应急保障和风险防御能力@@。
激发市@@场活力@@，引导市@@场预期@@。主要通过完善市@@场化电价机制@@，调动市@@场主体@@积极性@@，引导电源侧@@、电网@@侧@@、负荷侧@@和独立储@@能@@等主动作为@@、合理布局@@、优化运行@@，实现科学健康发展@@。
（四@@）多能互补实施路径@@。
利用存量常规电源@@，合理配置储@@能@@@@，统筹各类电源规划@@、设计@@、建设@@、运营@@，优先发展新能源@@，积极实施存量@@“风光水@@火储@@一@@体化@@@@”提升@@，稳妥推进增量@@“风光水@@（储@@）一@@体化@@”，探索增量@@“风光储@@一@@体化@@@@”，严控增量@@“风光火@@（储@@）一@@体化@@”。
强化电源侧灵活调节作用@@。充分发挥流域梯级@@水电站@@、具有较强调节性能水电站@@、火电机组@@、储@@能@@设施的调节能力@@，减轻送受端系统的调峰压力@@，力争各类可再生能源综合利用率保持在合理水平@@。
优化各类电源规模配比@@。在确保安全的前提下@@，最大化利用清洁能源@@，稳步提升@@输电通道输送可再生能源电量比重@@。
确保电源基地送电可持续性@@。统筹优化近期开发外送规模与远期自用需求@@，在确保中长期近区电力@@自足的前提下@@，明确近期可持续外送规模@@，超前谋划好远期电力@@接续@@。
三@@、推进源网荷储@@一@@体化@@@@@@，提升@@保障能力和利用效率@@
（一@@）区域@@（省@@）级@@源网荷储@@一@@体化@@@@@@。依托@@区域@@@@（省@@）级@@电力@@辅助服务@@@@、中长期和现货市@@场等体系建设@@@@，公平无歧视引入电源侧@@、负荷侧@@、独立电储@@能@@等市@@场主体@@@@，全面放开市@@场化交易@@@@，通过价格信号@@引导各类市@@场主体@@灵活调节@@、多向互动@@，推动建立市@@场化交易@@用户参与承担辅助服务@@的市@@场交易机制@@，培育用户负荷管理能力@@，提高用户侧调峰积极性@@。依托@@5G等现代信息通讯及智能化技术@@，加强全网统一@@调度@@，研究建立源网荷储@@灵活高效互动的电力@@运行与市@@场体系@@，充分发挥区域@@电网@@的调节作用@@，落实@@电源@@、电力@@用户@@、储@@能@@、虚拟电厂参与市@@场机制@@。
（二@@）市@@（县@@）级@@源网荷储@@一@@体化@@@@@@。在重点城市@@开展源网荷储@@一@@体化@@@@坚强局部电网@@建设@@@@，梳理城市@@重要负荷@@，研究局部电网@@结构加强方案@@，提出保障电源以及自备应急电源配置方案@@。结合清洁取暖和清洁能源消纳工作开展市@@@@（县@@）级@@源网荷储@@一@@体化@@@@@@示范@@，研究热电联产机组@@、新能源电站@@、灵活运行电热负荷一@@体化@@运营@@方案@@。
（三@@）园区@@（居民区@@）级@@源网荷储@@一@@体化@@@@@@。以现代信息通讯@@、大数据@@、人工智能@@、储@@能@@等新技术为依托@@@@，运用@@“互联网@@+”新模式@@，调动负荷侧@@调节响应能力@@。在城市@@商业区@@、综合体@@、居民区@@，依托@@光伏发电@@、并网型微电网@@和充电基础设施等@@，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@@，支持分布式电源开发建设@@和就近接入消纳@@，结合增量配电网@@等工作@@，开展源网荷储@@一@@体化@@@@绿色供电园区@@建设@@@@。研究源网荷储@@综合优化配置方案@@，提高系统平衡能力@@。
四@@、推进多能互补@@，提升@@可再生能源消纳水平@@
（一@@）风光储@@一@@体化@@@@。对于存量新能源项目@@，结合新能源特性@@@@、受端系统消纳空间@@@@，研究论证@@增加储@@能@@设施的必要性和可行性@@。对于增量风光储@@一@@体化@@@@@@，优化配套储@@能@@规模@@，充分发挥配套储@@能@@调峰@@、调频作用@@，最小化风光储@@综合发电成本@@，提升@@综合竞争力@@。
（二@@）风光水@@（储@@）一@@体化@@。对于存量水电项目@@，结合送端水电出力特性@@、新能源特性@@、受端系统消纳空间@@@@，研究论证@@优先利用水电调节性能消纳近区风光电力@@@@、因地制宜增加储@@能@@设施的必要性和可行性@@，鼓励通过龙头电站建设@@优化出力特性@@，实现就近打捆@@。对于增量风光水@@@@（储@@）一@@体化@@，按照@@国家及地方相关@@环保政策@@、生态红线@@、水资源利用政策要求@@，严控中小水电建设@@规模@@，以大中型水电为基础@@，统筹汇集送端新能源电力@@@@，优化配套储@@能@@规模@@。
（三@@）风光火@@（储@@）一@@体化@@。对于存量煤电项目@@，优先通过灵活性改造提升@@调节能力@@，结合送端近区新能源开发条件和出力特性@@、受端系统消纳空间@@@@，努力扩大就近打捆新能源电力@@规模@@。对于增量基地化开发外送项目@@，基于电网@@输送能力@@，合理发挥新能源地域互补优势@@，优先汇集近区新能源电力@@@@，优化配套储@@能@@规模@@；在不影响电力@@@@（热力@@）供应前提下@@，充分利用近区现役及已纳入国家电力@@发展规划煤电项目@@，严控新增煤电需求@@；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@@比例更高的通道@@；落实@@国家及地方相关@@环保政策@@、生态红线@@、水资源利用等政策要求@@，按规定取得规划环评和规划水资源论证审查意见@@。对于增量就地开发消纳项目@@，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@@@@。
五@@、完善政策措施@@
（一@@）加强组织领导@@。以电力@@系统安全稳定为基础@@、以市@@场消纳为导向@@，按照@@局部利益服从整体利益原则@@@@，发挥国家能源主管部门的统筹协调作用@@，加强源网荷储@@一@@体化@@@@和多能互补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@@，推动项目有序实施@@。在组织评估论证和充分征求国家能源局@@@@派出机构@@、送受端能源主管部门和电力@@企业意见基础上@@，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@@）落实@@主体@@责任@@。各省@@@@级@@能源主管部门是组织推进源网荷储@@一@@体化@@@@@@和多能互补项目的责任主体@@@@，应会同国家能源局@@@@派出机构积极组织相关@@电源@@、电网@@、用电企业及咨询@@机构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@@。对于跨省@@区开发消纳项目@@，相关@@能源主管部门应在符合国家总体能源格局和电力@@流向基础上@@，经充分协商达成初步意向@@，会同国家能源局@@@@派出机构组织开展实施方案研究并行文上报国家能源主管部门@@。各地必须严格落实@@国家电力@@发展规划@@，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@@，确保符合绿色低碳发展方向@@。
（三@@）建立协调机制@@。各投资主体@@应加强源网荷储@@统筹协调@@，积极参与相关@@规划研究@@，共同推进项目前期工作@@，实现规划一@@体化@@@@；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@@@@。国家能源局@@@@派出机构负责牵头建立所在区域@@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@@，进一@@步深化电力@@辅助服务@@市@@场@@、中长期交易等市@@场化机制建设@@@@，发挥协同互补效益@@，充分挖掘常规电源@@、储@@能@@、用户负荷等各方调节能力@@，提升@@可再生能源消纳水平@@，实现项目运行调节和管理规范的一@@体化@@@@。
（四@@）守住安全底线@@。坚持底线思维@@，统筹发展和安全@@，在推进相关@@项目过程中@@，有效防范化解各类安全风险@@，通过合理配置不同电源类型@@，研究电力@@系统源网荷储@@各环节的安全共治机制@@，探索新型电力@@系统安全治理手段@@，保障新能源安全消纳@@，为我国全面实现绿色低碳转型构筑坚强的安全屏障@@。
（五@@）完善支持政策@@。源网荷储@@一@@体化@@@@和多能互补项目中的新能源发电项目应落实@@国家可再生能源发电项目管理政策@@，在国家和地方可再生能源规划实施方案中统筹安排@@；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@@）鼓励社会投资@@。降低准入门槛@@，营造权利平等@@、机会平等@@、规则平等的投资环境@@。在符合电力@@项目相关@@投资政策和管理办法基础上@@，鼓励社会资本等各类投资主体@@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@@）加强监督管理@@。国家能源局@@@@派出机构应加强对相关@@项目事中事后监管@@，全过程监管项目规划编制@@、核准@@、建设@@、并网和调度运行@@、市@@场化交易@@、电费结算及价格财税扶持政策等@@，并提出针对性监管意见@@，推动源网荷储@@一@@体化@@@@和多能互补项目的有效实施和可持续发展@@。
本指导意见由国家发展改革委@@@@、国家能源局@@@@负责解释@@，自印发之日@@起施行@@，有效期@@5年@@。
国家发展改革委@@
国家能源局@@@@
2021年@@2月@@25日@@
