协调发展是“十四五”我国电力发展的内在要求

“十三五”以来我国电力发展取得令人瞩目的成绩，电力消费总量较快增长，电力消费结构不断优化，电源装机结构迈向清洁，电网结构不断完善，各级电网协调发展，电网运行方式不断优化，电力市场机制不断健全，电力技术创新取得实效，电力国际合作不断深化，较好实现了电力高质量发展目标，有力保障了经济社会发展用能需求。

但是，我国电力发展仍然存在新能源消纳困难、灵活调节电源不足、跨区输电配套电源建设滞后、局部地区季节性电力供需偏紧、大电网安全运行风险复杂、社会用能效率总体偏低等发展不平衡、不充分的问题。同时，受新冠疫情影响和国际贸易保护主义冲击，全球经济陷入低迷，我国经济发展面临新的挑战，中央提出构建国内国际“双循环”相互促进的新发展格局，各类市场主体对用能成本和效率效益的诉求更加迫切，电力安全供应对产业链稳定的保障作用更加突出，电力投资对经济社会发展的带动作用更加重要。

面临新形势，“十四五”我国电力发展要坚持以新发展理念为指引，以构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系为目标，以源网荷储协调发展为重要抓手，明确协调发展的重点任务和关键举措，发挥电力产业链协同联动效应，实现电力高质量发展。坚持人民电业为人民的初心和使命，立足电力公共服务属性，更加注重内部提质增效，更加注重保安全生态，更加注重保经济社会，更加注重保基本民生，在构建国内国际“双循环”相互促进的新发展格局中肩负重要使命和担当。

在现有统筹发展的基础上，针对源网荷储关系重塑出现的新问题和新需求，提出源网荷储“四个协调发展”的重要任务。

一、源源协调发展，主要包括新能源与传统电源协调发展、灵活电源与基础电源协调发展。在能源转型发展的大势下，电源结构清洁化转型也是必然趋势，电力行业要协调处理好新能源替代传统电源进程中电源容量充裕性和转型成本分摊的问题，要协调处理好基础电源与调峰电源角色定位和转化的问题。电源是电力供应链的前端环节，协调处理好各种类型电源、存量增量电源的互补关系和利益均衡问题，对提高电力行业整体运行效率具有决定性作用。

二、源网协调发展，主要包括能源基地电源与跨区输电通道协调发展、新能源发电与电网协调发展。基于能源资源禀赋和电力负荷中心逆向分布的特点，利用大容量、长距离跨区送电实现能源资源优化配置是我国长期的输电格局特征。东中部地区分布式电源也不断涌现。在此背景下，电力行业要协调处理好能源基地电源与跨区输电通道的区域布局、建设时序和运行模式的问题，要协调处理好集中式和分布式新能源发电与专项电网建设和消纳措施的问题。电网是电力供应链的中间环节，协调处理好电源与电网的双向支撑和供需承载问题，对提高电力行业整体运行效率具有基础性作用。

三、网荷协调发展，主要包括电网建设与新兴负荷协调发展、电网调控模式与客户用能行为协调发展。在我国区域经济协调发展和新型城镇化发展的空间格局下，要协调处理好配套电网对区域经济、城市群、新型城镇等新兴用电负荷，以及产业链供应链上重点企业用电负荷的支撑问题，要协调处理好电网运行调控能力与负荷峰谷匹配的经济性和安全性问题。负荷是电力供应链中相对薄弱、可塑性较强、潜力较大的末端环节，协调处理好电网与负荷的安全供应和灵活互动问题，对提高电力行业整体运行效率具有关键性作用。

四、储能与源网荷协调发展，主要包括储能与电源侧、电网侧、负荷侧的需求协调发展。高比例新能源渗透电力系统运行对能量储存与调节的需求日益增加，要协调处理好储能对新能源出力平滑、煤电机组调峰调频响应、电网安全运行和效率效益、用户侧用能成本和效率的支撑问题。相对于源网荷等电力供应链的上下游环节，储能是贯穿于电力供应链中的能量存储设施，协调处理好储能与源网荷的关系重塑和整体协同问题，对提高电力行业整体运行效率具有重要的促进性作用。

按照源网荷储“四个协调发展”的内在要求，提出“一个保障、四个强化”的关键措施。

保障充裕传统电源建设。综合考虑经济社会发展形势和政府发展规划，精准预测用电需求，适当考虑3%-5%的需求侧响应能力，考虑在核、在建、缓建、退役电源规模和跨省跨区电力流安排，科学合理评估风电、光伏等新能源电源容量支撑作用，在地方政府控煤和环保政策约束下，结合火电企业投资意愿，合理确定新能源和传统电源建设规模，推广清洁煤发电技术。加快容量补偿机制建设,保障基础电源投资合理收益,实现新能源和传统电源协调发展，保障传统电源充裕性。

强化各类灵活电源建设。加快推进常规水电建设，重点加快金沙江上游、白鹤滩、雅砻江等西南水电基地建设，优化黄河流域梯级水电建设。在资源禀赋互补匹配的地区，加快风光水储一体化、风光火储一体化建设。立足天然气资源禀赋，在气源供应充足、电价承受能力强、快速调节需求大的中东部地区，适度发展气电。在新能源消纳困难、冬季热电矛盾突出、电网调峰困难的“三北”地区加快煤电机组灵活性改造。完善有偿调峰市场机制和利益补偿机制，发挥各类灵活电源调节作用，实现灵活电源和基础电源协调发展。

强化各级电网建设运营。针对风光火储一体化、风光水储一体化和传统电源基地送出需求，加快特高压输电通道建设，强化受端电网支撑特高压输电通道密集落点能力建设。面向特高压电网电力下网、城市负荷中心用电、新能源汇集送出和输电断面输电能力提升需求，逐步加强750千伏、500千伏骨干网架建设。衔接区域协调发展战略、新型城镇化战略、乡村振兴战略和“新基建”部署，加快配电网建设，承载新兴电力负荷需求。针对水电出力季节性波动，加快优化电网调度运行方式，通过中长期市场交易机制，增强电网跨区互济调节能力。加强源网荷储协同调控系统建设，提高电网供需平衡、调峰调频和安全运行的应对能力。

强化多元储能设施建设。按照“风光水火储一体化”要求，在电源侧合理配套储能设施，提升电源侧灵活互动能力。按照“源网荷储一体化”要求，在负荷侧合理配套储能设施，提升负荷侧灵活互动能力。面向保障电力系统安全运行、促进新能源消纳、改善电力系统综合性能，加快推进抽水蓄能建设，合理优化抽水蓄能布局。鼓励民营企业和社会资本参与抽水蓄能和电化学储能设施建设、探索共享储能商业模式。完善电价形成机制和输配电价监管机制，合理疏导储能设施建设运营成本，促进储能设施与源网荷协调发展。

强化负荷调节能力建设。挖掘可调节能源设备潜力，提升负荷侧智能终端技术经济性，推动负荷侧可调节资源库建设。加快推进智慧能源服务平台建设，广泛接入源网荷储资源，提供多元化能源产品服务，构建开放共享的源网荷储协同产业生态圈。完善价格激励机制，丰富需求响应激励资金来源，健全需求侧竞价市场机制，鼓励电动汽车充电设施、储能和虚拟电厂等第三方主体参与辅助服务市场交易和费用分摊。针对电力缺口、电网调峰、电网安全、效率效益等实际需求，创新负荷侧资源利用的商业模式，推动负荷侧资源常态化应用。

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