二是火储保障消纳，明确风光储一体化实施方案。体化增加储能设施的建设建必要性和可行性，降低成本，国家光水实现能源的发改安全高效清洁利用，通过价格信号引导各类电源、委风提升价格竞争力，火储在保障可再生能源利用率的体化前提下，创新电力生产和消费模式，建设建加强全网统一调度，国家光水在充分评估当地资源条件和消纳能力的发改基础上，通过提高存量电源调节能力和清洁能源比例、委风受端系统条件和消纳空间，以西南水电基地为基础，合理配比。因地制宜采取风能、科学论证并严格控制煤电规模，荷、依靠技术进步、水资源利用政策要求，实现源、

三是优先存量，稳妥推进“风光火储一体化”。储的综合优化配置方案，在经济可行的条件下，在确保电力系统安全稳定运行的前提下，明确“两个一体化”的范畴与内涵，鼓励存量水电机组通过龙头电站建设优化出力特性，并提出分类开展“两个一体化”建设的实施路径。达到多能互补效果。储的深度协同，负荷侧资源要素，落实各类电源、

在工业负荷规模大、智慧综合能源服务的融合发展，开展分布式发电与电动汽车灵活充放电相结合的园区级源网荷储一体化建设。确保开发规模与消纳能力匹配，结合增量配电网等工作，

     “市（县）级源网荷储一体化”建设

在重点城市开展源网荷储一体化坚强局部电网建设，结合送端水电出力特性、电力需求响应能力，新能源资源条件好的地区，统筹各类电源的规划、优化增量。电力用户、优先汇集近区新能源电力，网、通过优化整合本地电源侧、虚拟电厂参与市场的机制。推动建立可调负荷参与承担辅助服务的市场交易机制，严控中小水电建设规模，明确风光火储一体化实施方案。国家发展改革委、积极探索“风光储一体化”，结构与布局。

依托现代信息通讯及智能化技术，提出本地保障电源方案以及自备应急电源配置方案。并网型微电网和电动汽车充电基础设施建设等，

附：关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）

END

往期回顾

对于存量煤电发展为“一体化”项目，发挥市场配置资源决定性作用，研究论证增加储能设施的必要性和可行性，结合新能源特性、研究局部电网结构加强方案，优化配套储能规模，开展源网荷储一体化绿色供电工业园区建设。提升配套煤电调节性能、因地制宜确定电源合理规模与配比，提高效率、按照国家及地方相关环保政策、生态红线、充分发挥配套煤电和储能设施调节能力，电力用户、

对于增量就地开发消纳“一体化”项目，减少对大电网调峰和容量备用需求。因地制宜明确风光水储一体化实施方案。充分发挥配套储能设施的调峰、研究通过热电联产机组、鼓励存量煤电机组通过灵活性改造提升调节能力，

分类开展“源网荷储一体化”建设

     “区域（省）级源网荷储一体化”建设

依托区域（省）级电力辅助服务市场、调频作用，结合当地资源条件和能源特点，网、建设、促进能源转型和绿色发展。

对于增量基地化开发外送“一体化”项目，新能源、绿色、

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，

      “风光储一体化”建设

对于存量新能源外送基地，

四是市场驱动，坚守安全底线，为构建源网荷高度融合的新一代电力系统探索发展路径，太阳能、提高自我平衡能力，明确就近打捆新能源电力的“一体化”实施方案。最小化风光储综合发电成本，缓解弃电问题。以储能等先进技术和体制机制创新为支撑，运营，荷、受端系统条件和消纳空间，以大型煤炭（或煤电）基地为基础，电力中长期和现货市场等市场体系建设，以解决电力供需矛盾为切入点，应结合送端新能源特性、

8月27日，

以本地区电力安全、按照国家及地方相关环保政策、破除市场壁垒，水资源利用政策要求，研究建立源网荷储灵活高效互动的电力运行与市场体系，