5月20日下午，山东省能源局组织召开2021年山东省发电调度暨电力技术监督工作会议，省能源局党组成员、副局长王福栋同志出席会议并讲话。

会议表彰了发电调度工作先进单位、先进个人及网源协调性能十大金牌机组和电力技术监督工作先进单位，总结了2020年全省发电调度及电力技术监督工作情况，全面分析了当前“双碳”远景目标下，电力行业所面临的新形势，以及“构建以新能源为主体的新型电力系统”对行业提出的新要求，部署安排了今年及“十四五”期间发电调度及电力技术监督重点工作。

会议指出，在当前能源结构调整工作不断深入的背景下，山东省发供电企业凝聚共识、主动担当、积极作为，全面提升技术监督质量及调度运行管理水平，出色完成了电力供应保障任务，有力支撑了全省经济社会稳中向好发展。“十四五”期间，电力供给侧向清洁型转变的方向已成定局，增量用电将主要依靠新能源和可再生能源，煤电机组将逐步由电量型电源向调节性电源转变。全省各级各部门和电力企业务必要高度重视，增强工作的前瞻性和预见性，超前谋划、强化措施，确保全省电力系统安全稳定运行。

一是要积极面对新型电力系统建设新形势。各煤电企业要科学研判形势，提前谋划定位，加快实施机组提质增效改造。新能源企业要逐步进入电力市场，有序开展电力技术监督，满足涉网性能等技术标准。电网企业要统筹好安全保供和清洁低碳的相关要求，研究完善新能源优先消纳调度运行机制并做好组织落实。

二是要全面提高电力系统调节能力。存量的煤电机组，要按照纯凝30%、抽凝40%的最小技术出力水平进行改造，“十四五”规划建设的机组，要在设备选型时优先考虑灵活性调整能力，达到纯凝20%、抽凝30%的调整水平，热电比低于50%的抽凝机组，要参照纯凝机组进行改造。新能源企业要严格落实山东省“新能源场站原则上配套不低于10%储能设施”的政策措施，积极参与电力市场。

三是要切实提升电力运行管理水平。各发电企业要提高政治站位，加大储煤力度，采取有效措施提高电煤库存，加强设备检修维护，降低临故修和降出力水平，确保迎峰度夏期间满发稳供。电网企业要进一步强化统一调度管理，尽快编制事故拉路序位，严控电网安全底线，全面提升基础保障、过程管控和应急处置能力，为庆祝建党100周年营造安全稳定的电力供应环境。

各有关单位要牢固树立“全省一盘棋”思想，充分认识新形势下加强电力调度运行管理和技术监督管理的重要性和紧迫性，齐心合力、锐意进取，为全省电力系统发展改革走在前列添砖加瓦，为助力全省新旧动能转换增光添彩，为服务经济社会发展作出更大贡献。

山东能源监管办主要负责同志，国网山东省电力公司等中央驻鲁电力企业负责同志，省内有关直调电厂和新能源发电企业负责同志参加会议。

5月21日，山东能源局发布了《山东省能源发展“十四五”规划（征求意见稿）》。要求到2025年，煤炭消费比重下降到60%以下，非化石能源消费比重提高到13%左右。

　　到2025年，可再生能源发电装机达到8500万千瓦左右。实施可再生能源倍增行动计划，以光伏发电、风电为重点，以生物质、地热能、海洋能等为补充，因地制宜推动可再生能源多元化、协同化发展。

　　光伏发电：

　　坚持集散并举，大力发展光伏发电。加快发展集中式光伏。充分利用东营、滨州、潍坊等市盐碱滩涂地和济宁、泰安、菏泽、枣庄等市采煤沉陷区，重点打造鲁北千万千瓦级盐碱滩涂地、鲁西南百万千瓦级采煤沉陷区光伏基地，支持“风光储输一体化”发展。采用农光互补、渔光互补、盐光互补、生态治理等模式，因地制宜发展“光伏+”集中式电站。大力发展分布式光伏。重点推进工业厂房、商业楼宇、公共建筑等屋顶光伏建设，优先发展“自发自用”分布式光伏。到2025年，光伏发电装机达到5200万千瓦。

　　风电：

　　以海上风电为重点，积极推进风电开发。加快发展海上风电。按照统一规划、分步实施的总体思路，积极开发渤中、半岛北、半岛南三大片区海上风电资源，重点打造千万千瓦级海上风电基地。推进海上风电与海洋牧场融合发展试点示范，加快启动平价海上风电项目建设，推动海上风电规模化发展。科学布局陆上风电。重点打造鲁北盐碱滩涂地风光储一体化基地，适度有序推进陆上风电开发建设。到2025年，风电装机达到2500万千瓦。

　　储能：

　　储能以市场化为导向，科学合理选择经济技术可行的路线，优先发展大容量、高效率、长时间储能设施，推广退运电池储能模式。鼓励新建集中式风电、光伏项目按照一定比例配建或租赁储能设施。鼓励实施盐穴储能项目。支持建设运营共享储能设施，鼓励风电、光伏项目优先租赁共享储能设施。建立健全储能配套政策，完善储能市场化交易机制和价格形成机制，支持储能设施参与辅助服务市场和电力现货市场。建立完善储能设计、验收、检测、接入等标准体系，建设省级储能监测、调度平台。加强储能关键技术、单元模块和控制系统研发、成果转化及产业化步伐，建设济南储能设备集成和工程创新中心，培育青岛、潍坊、淄博、泰安、济宁、枣庄、烟台储能产业基地，着力构建材料生产、设备制造、储能集成、运行检测全产业链。到2025年，建设450万千瓦左右的储能设施。

　　综合智慧能源：

　　以现代信息通讯、大数据、人工智能、储能等新技术为支撑，重点在工业园区、公共机构、城市商业区、商业综合体、居民小区等，依托配电网、配气网、热力网等能源网络，因地制宜建设风能、太阳能、天然气等多能协调互补的“源网荷储一体化”智慧能源系统，推动能源汇集、传输、转换、运行等智能化控制，实现“电热冷气水”高效供应和能源梯级利用。鼓励以分布式风电、光伏等为主要电源的“智慧微网”建设，与工业、建筑、交通等产业协同发展，实现可再生能源就近消纳。

　　能源高端装备制造：

　　以海上风电基地开发为契机，吸引国际国内风电装备制造领域龙头企业落户我省，在烟台、威海、东营、滨州等地建设高端风电装备产业基地，重点打造中国北方风电母港。依托沿海核电基地建设，聚焦华龙一号、CAP系列、高温气冷堆等三代及以上核电关键技术装备国产化，重点在烟台、威海、济南等地布局核电装备产业园区。发挥太阳能利用规模优势，大力发展太阳能光热、光电制造及配套产业，积极培育太阳能热水器制造龙头企业、光电开发利用骨干企业和其他配套企业。

　　加强电力对外合作：

　　与吉林、内蒙古、甘肃、宁夏、青海等“外电入鲁”送端省份深化能源战略合作，签订跨区域长期购售电协议;鼓励骨干能源企业走出去，主导开发甘肃、吉林、宁夏等地区配套煤电一体化、风电、光伏等电源项目，保障通道稳定可靠送电。

　　推动农村清洁能源开发利用：

　　实施乡村清洁能源建设行动，结合农村资源条件和用能习惯，多途径推进清洁能源开发利用，助力美丽乡村建设。因地制宜发展地热能供暖(供冷)、太阳能供暖项目。推广光伏与畜禽渔业养殖、农业发展相结合的“光伏+”综合利用模式。

十三届全国人大四次会议表决通过了关于国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要的决议。为努力实现2030年前碳达峰，2060年前碳中和的目标，我国多地积极行动，制定相关行动方案，优化产业结构和能源结构，推动煤炭清洁高效利用，大力发展新能源。

小编整理了一下，一起来看看这些地方都制定了哪些方案……

01 北京

“十四五”发展目标与任务：碳排放稳中有降，碳中和迈出坚实步伐，为应对气候变化做出北京示范。

2021年重点任务：坚定不移打好污染防治攻坚战。加强细颗粒物、臭氧、温室气体协同控制，突出碳排放强度和总量“双控”，明确碳中和时间表、路线图。

02 天津

“十四五”发展目标与任务：扩大绿色生态空间，强化生态环境治理，推动绿色低碳循环发展，完善生态环境保护机制体制。

2021年重点任务：加快实施碳排放达峰行动。制定实施碳排放达峰行动方案，持续调整优化产业结构、能源结构，推动钢铁等重点行业率先达峰和煤炭消费尽早达峰，大力发展可再生能源，推进绿色技术研发应用。积极对接全国碳排放权交易市场，完善能源消费双控制度，协同推进减污降碳，实施工业污染排放双控，推动工业绿色转型。

03 河北

“十四五”发展目标与任务：制定实施碳达峰、碳中和中长期规划，支持有条件市县率先达峰。开展大规模国土绿化行动，推进自然保护地体系建设，打造塞罕坝生态文明建设示范区。强化资源高效利用，建立健全自然资源资产产权制度和生态产品价值实现机制。

2021年重点任务：推动碳达峰、碳中和。制定省碳达峰行动方案，完善能源消费总量和强度“双控”制度，提升生态系统碳汇能力，推进碳汇交易,加快无煤区建设，实施重点行业低碳化改造，加快发展清洁能源，光电、风电等可再生能源新增装机600万千瓦以上，单位GDP二氧化碳排放下降4.2%。

04 内蒙古

“十四五”发展目标与任务：建设国家重要能源和战略资源基地、农畜产品生产基地，打造我国向北开放重要桥头堡，走出一条符合战略定位、体现内蒙古特色，以生态优先、绿色发展为导向的高质量发展新路子。

2021年重点任务：做好碳达峰、碳中和工作，编制自治区碳达峰行动方案，协同推进节能减污降碳。做优做强现代能源经济，推进煤炭安全高效开采和清洁高效利用，高标准建设鄂尔多斯国家现代煤化工产业示范区。

05 新疆

“十四五”发展目标与任务：力争到“十四五”末，全区可再生能源装机规模达到8240万千瓦，建成全国重要的清洁能源基地。立足新疆能源实际，积极谋划和推动碳达峰、碳中和工作，推动绿色低碳发展。

2021年重点任务：着力完善各等级电压网架，加快750千伏输变电工程建设，推进“疆电外送”第三通道建设，推进阜康120万千瓦、哈密120万千瓦抽水蓄能电站建设，推进农村电网改造升级，提高供电可靠性。

06 上海

“十四五”发展目标与任务：坚持生态优先、绿色发展，加大环境治理力度，加快实施生态惠民工程，使绿色成为城市高质量发展最鲜明的底色。

2021年重点任务：启动第八轮环保三年行动计划。制定实施碳排放达峰行动方案，加快全国碳排放权交易市场建设。

07 山西

“十四五”发展目标与任务：绿色能源供应体系基本形成，能源优势特别是电价优势进一步转化为比较优势、竞争优势。

2021年重点任务：实施碳达峰、碳中和山西行动。把开展碳达峰作为深化能源革命综合改革试点的牵引举措，研究制定行动方案。

08 辽宁

“十四五”发展目标与任务：围绕绿色生态，单位地区生产总值能耗、二氧化碳排放达到国家要求。围绕安全保障，提出能源综合生产能力达到6133万吨标准煤。

2021年重点任务：开展碳排放达峰行动。科学编制并实施碳排放达峰行动方案，大力发展风电、光伏等可再生能源，支持氢能规模化应用和装备发展。建设碳交易市场，推进碳排放权市场化交易。

09 吉林

“十四五”发展目标与任务：巩固绿色发展优势，加强生态环境治理，加快建设美丽吉林。

2021年重点任务：启动二氧化碳排放达峰行动，加强重点行业和重要领域绿色化改造，全面构建绿色能源、绿色制造体系，建设绿色工厂、绿色工业园区，加快煤改气、煤改电、煤改生物质，促进生产生活方式绿色转型。

10 黑龙江

“十四五”发展目标与任务：要推动创新驱动发展实现新突破，争当共和国攻破更多“卡脖子”技术的开拓者。

2021年重点任务：落实碳达峰要求。因地制宜实施煤改气、煤改电等清洁供暖项目，优化风电、光伏发电布局。建立水资源刚性约束制度。

11 江苏

“十四五”发展目标与任务：大力发展绿色产业，加快推动能源革命，促进生产生活方式绿色低碳转型，力争提前实现碳达峰，充分展现美丽江苏建设的自然生态之美、城乡宜居之美、水韵人文之美、绿色发展之美。

2021年重点任务：制定实施二氧化碳排放达峰及“十四五”行动方案，加快产业结构、能源结构、运输结构和农业投入结构调整，扎实推进清洁生产，发展壮大绿色产业，加强节能改造管理，完善能源消费双控制度，提升生态系统碳汇能力，严格控制新上高耗能、高排放项目，加快形成绿色生产生活方式，促进绿色低碳循环发展。

12 浙江

“十四五”发展目标与任务：推动绿色循环低碳发展，坚决落实碳达峰、碳中和要求，实施碳达峰行动，大力倡导绿色低碳生产生活方式，推动形成全民自觉，非化石能源占一次能源比重提高到24%，煤电装机占比下降到42%。

2021年重点任务：启动实施碳达峰行动。编制碳达峰行动方案，开展低碳工业园区建设和“零碳”体系试点。大力调整能源结构、产业结构、运输结构，大力发展新能源，优化电力、天然气价格市场化机制，落实能源“双控”制度，非化石能源占一次能源比重提高到20.8%，煤电装机占比下降2个百分点；加快淘汰落后和过剩产能，腾出用能空间180万吨标煤。加快推进碳排放权交易试点。

13 安徽

“十四五”发展目标与任务：强化能源消费总量和强度“双控”制度，提高非化石能源比重，为2030年前碳排放达峰赢得主动。

2021年重点任务：制定实施碳排放达峰行动方案。严控高耗能产业规模和项目数量。推进“外电入皖”，全年受进区外电260亿千瓦时以上。推广应用节能新技术、新设备，完成电能替代60亿千瓦时。推进绿色储能基地建设。建设天然气主干管道160公里，天然气消费量扩大到65亿立方米。扩大光伏、风能、生物质能等可再生能源应用，新增可再生能源发电装机100万千瓦以上。提升生态系统碳汇能力，完成造林140万亩。

14 福建

“十四五”发展目标与任务：深入贯彻习近平生态文明思想，持续实施生态省战略，围绕碳达峰、碳中和目标，全面树立绿色发展导向，构建现代环境治理体系，努力实现生态环境更优美。

2021年重点任务：创新碳交易市场机制，大力发展碳汇金融。开发绿色能源，完善绿色制造体系，加快建设绿色产业示范基地，实施绿色建筑创建行动。促进绿色低碳发展。制定实施二氧化碳排放达峰行动方案，支持厦门、南平等地率先达峰，推进低碳城市、低碳园区、低碳社区试点。

15 山东

“十四五”发展目标与任务：打造山东半岛“氢动走廊”，大力发展绿色建筑。降低碳排放强度，制定碳达峰碳中和实施方案。

2021年重点任务：加快建设日照港岚山港区30万吨级原油码头三期工程。抓好沂蒙、文登、潍坊、泰安二期抽水蓄能电站建设。压减一批焦化产能。严格执行煤炭消费减量替代办法，深化单位能耗产出效益综合评价结果运用，倒逼能耗产出效益低的企业整合出清。推进青岛中德氢能产业园等建设。

16 河南

“十四五”发展目标与任务：构建低碳高效的能源支撑体系，实施电力“网源储”优化、煤炭稳产增储、油气保障能力提升、新能源提质工程，增强多元外引能力，优化省内能源结构。持续降低碳排放强度，煤炭占能源消费总量比重降低5个百分点左右。

2021年重点任务：大力推进节能降碳。制定碳排放达峰行动方案，探索用能预算管理和区域能评，完善能源消费双控制度，建立健全用能权、碳排放权等初始分配和市场化交易机制。

17 湖北

“十四五”发展目标与任务：推进“一主引领、两翼驱动、全域协同”区域发展布局，加快构建战略性新兴产业引领、先进制造业主导、现代服务业驱动的现代产业体系，建设数字湖北，着力打造国内大循环重要节点和国内国际双循环战略链接。

2021年重点任务：研究制定省碳达峰方案，开展近零碳排放示范区建设。加快建设全国碳排放权注册登记结算系统。大力发展循环经济、低碳经济，培育壮大节能环保、清洁能源产业。推进绿色建筑、绿色工厂、绿色产品、绿色园区、绿色供应链建设。加强先进适用绿色技术和装备研发制造、产业化及示范应用。

18 湖南

“十四五”发展目标与任务：落实国家碳排放达峰行动方案，调整优化产业结构和能源结构，构建绿色低碳循环发展的经济体系，促进经济社会发展全面绿色转型。加快构建产权清晰、多元参与、激励约束并重的生态文明制度体系。

2021年重点任务：加快推动绿色低碳发展。发展环境治理和绿色制造产业，推进钢铁、建材、电镀、石化、造纸等重点行业绿色转型，大力发展装配式建筑、绿色建筑。支持探索零碳示范创建。

19 广东

“十四五”发展目标与任务：打造规则衔接示范地、高端要素集聚地、科技产业创新策源地、内外循环链接地、安全发展支撑地，率先探索有利于形成新发展格局的有效路径。

2021年重点任务：落实国家碳达峰、碳中和部署要求，分区域分行业推动碳排放达峰，深化碳交易试点。加快调整优化能源结构，大力发展天然气、风能、太阳能、核能等清洁能源，提升天然气在一次能源中占比。研究建立用能预算管理制度，严控新上高耗能项目。

20 海南

“十四五”发展目标与任务：提升清洁能源、节能环保、高端食品加工等三个优势产业。清洁能源装机比重达80%左右，可再生能源发电装机新增400万千瓦。清洁能源汽车保有量占比和车桩比达到全国领先。

2021年重点任务：研究制定碳排放达峰行动方案。清洁能源装机比重提升至70%，实现分布式电源发电量全额消纳。

21 四川

“十四五”发展目标与任务：单位地区生产总值能源消耗、二氧化碳排放降幅完成国家下达目标任务，大气、水体等质量明显好转，森林覆盖率持续提升；粮食综合生产能力保持稳定，能源综合生产能力显著增强，发展安全保障更加有力。

2021年重点任务：制定二氧化碳排放达峰行动方案，推动用能权、碳排放权交易。持续推进能源消耗和总量强度“双控”，实施电能替代工程和重点节能工程。倡导绿色生活方式，推行“光盘行动”，建设节约型社会，创建节约型机关。

22 陕西

“十四五”发展目标与任务：生态环境质量持续好转，生产生活方式绿色转型成效显著，三秦大地山更绿、水更清、天更蓝。

2021年重点任务：推动绿色低碳发展。加快实施“三线一单”生态环境分区管控，积极创建国家生态文明试验区。开展碳达峰、碳中和研究，编制省级达峰行动方案。积极推行清洁生产，大力发展节能环保产业，深入实施能源消耗总量和强度双控行动，推进碳排放权市场化交易。

23 甘肃

“十四五”发展目标与任务：用好碳达峰、碳中和机遇，推进能源革命，加快绿色综合能源基地建设，打造国家重要的现代能源综合生产基地、储备基地、输出基地和战略通道。坚持把生态产业作为转方式、调结构的主要抓手，推动产业生态化、生态产业化，促进生态价值向经济价值转化增值，加快发展绿色金融，全面提高绿色低碳发展水平。

2021年重点任务：编制省碳排放达峰行动方案。鼓励甘南开发碳汇项目，积极参与全国碳市场交易。健全完善全省环境权益交易平台。

2018年、2019年、2020年，国网经营区内新能源省间交易电量逐年上升，分别为722亿、883亿、915亿千瓦时，且交易价格“相对稳定”。

能源资源和负荷中心逆向分布，新能源通过特高压进行跨省区交易，落地电价一般低于本地新能源上网价格，但本地电源要承担调频和容量备用义务，是否能反映新能源交易过程中的“真实成本”？

除辅助服务产生的“隐形成本”外，输电价格机制也是影响新能源跨省跨区交易的重要因素，跨区输电价格机制是否灵活、输电通道使用权市场化分配机制是否健全、输电价格传导机制是否合理？

915亿千瓦时——这是北京电力交易中心《2020年电力市场年报》中披露的2020年国网经营区内新能源省间交易电量。对比2018年、2019年722亿、883亿千瓦时的数据，我国新能源省间交易电量正在逐年攀升。

在交易电量不断增长的3年时间里，有行业权威人士向记者透露，新能源交易价格也处于“相对稳定”区间，2021年，国网公司范围跨区跨省的新能源交易价格约为278元/兆瓦时。

在“相对稳定”的格局下，新能源跨省交易是否还有挖潜空间？面对能源资源和负荷中心逆向分布的矛盾，通过特高压进行跨省跨区交易的模式还有哪些环节需要理顺？

省间交易新能源真的划算吗？

近期发布的“十四五”规划纲要，明确了我国未来5—15年电力系统转型发展的路径，即坚持集中式和分布式“两条路”并举。集中式跨省跨区交易新能源能否扛起减碳“大旗”？

上述权威人士指出，与当地用电侧新能源项目相比，跨省跨区新能源大多从能源基地送出，落地电价一般低于本地新能源上网价格，被认为“价格优势相对比较明显”。

“这个价格看怎么算了。”在中嘉能集团首席交易官张骥看来，数字上显现出的“便宜”并不能反映新能源交易过程中的真实成本。“跨省交易新能源时，送端省份不承担调频和容量备用义务，需本地电源承担，这些投入算不算在成本内呢？”

中国大连高级经理学院特聘教授叶春表示，目前跨省区交易辅助服务补偿费用机制缺失，部分省份的省外输入电力严重挤压本地发电空间，造成本地大量机组停备，产生高额的辅助服务补偿费用，此部分费用都由本地电厂承担。“辅助服务的主要作用仍以省内调峰、调频为主，由发电企业独自承担辅助服务责任，偏离了辅助服务‘谁受益、谁承担’的本质。”

一位不愿具名的业内人士指出：“就价格而言，目前省间交易新能源的价格是落实国家指令性计划和地方政府间的框架协议。如果放开跨省跨区输电资源，按照市场供需形成价格，新能源省间交易的落地价就要另当别论了。”

输电价格体制需进一步理顺

除辅助服务产生的“隐形成本”外，输电价格机制也是影响跨省跨区交易新能源的重要因素。中电联2019年底发布的《跨省区电力市场交易相关问题及政策建议》（以下简称《建议》）显示，跨区输电价格机制不灵活，不利于跨区电力市场交易规模的扩大；跨省区输电通道使用权市场化分配机制尚未建立；绕道输送电力的输电价格机制有待完善。

长沙理工大学教授叶泽指出，跨区跨省输电价格传导机制有待健全。目前的输配电价强调政策性、合法性和行业性，基于效率的电网建设机制还没有建立起来。

叶春指出，在当前大部分地区电力供需偏宽松的形势下，发电环节本身就处于弱势，输配电环节的电价不变，在电力直接交易不断推进的情况下，受端电价下降的空间全部由发电端承担，造成送端省份交易意愿不强。

“部分区域电网在跨省通道中收费，导致输电价格偏高，由购电端落地电价倒推至送电端后，多省上网电价已低于火电燃料成本水平，过高的流通成本限制了电力外送，严重压低了发电企业的利润空间，形成了‘供省外价低、供省内价高’的不正常价格信号。”叶春进一步指出。

此外，《建议》指出，目前跨省区电力市场交易的实践中，售电公司和电力用户参与的情况比较少见，多数市场化交易的组织过程中并不支持售电公司、用户参与。“跨省区电力市场大部分采取‘网对网’的挂牌交易方式，交易电量、电价均提前确定，作为市场主体的发用两侧无法直接参与市场竞争。”

提高消纳效率是第一要务

上述不愿具名的业内人士指出，在跨区输电的过程中，电力系统的输电功率要始终保持恒定，但新能源的波动性、间歇性等特征恰恰违背了这一基础要求，所以盲目追求远距离跨区消纳新能源，实质上造成了南辕北辙的效果，带来了输电通道和配套电源的容量浪费。

重庆市配售电行业协会秘书长陈曦建议，建立与新能源消纳适宜的区域电网，进一步推动区域市场建设，以《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》规定的价格作为基准，完善通道使用（输电权）的市场机制，推动电网调度机构独立。

叶春指出，优化调整现行跨区跨省区电力中长期交易规则，将碳市场、可再生能源电力消纳保障机制等政策机制融入规则，在全力保障清洁能源足额消纳的同时，通过经济价值补偿体现清洁能源的绿色环保价值。“同时，理顺各级电网调度机构与交易机构间的权责划分和运作关系，保证市场机制设计与电网调度方式相适应，确保电网的安全稳定运行。”

《建议》指出，尽快完善可再生能源市场化交易机制。研究落实可再生能源发电绿证颁发与市场化交易办法，建立健全绿证交易体系，推动可再生能源发电电能量交易与绿证交易分离的市场交易机制，并规范跨省区送电参与受电地区辅助服务市场机制。

政策的驱动下，电力源网荷储一体化和多能互补项目的申报工作正在火热进行中，据估算，目前已有超过100个相关项目参与申报。但尚不确定的是，这新一轮的“圈地运动”将以何种方式落地？

政策的风向

2020年8月，国家发改委、国家能源局发布《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）》。

2021年3月，国家发改委、国家能源局印发《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》。

2021年4月，国家能源局印发《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》，要求各地在5月30日前报送相关方案至国家能源局电力司。

源网荷储一体化和多能互补被定义成为我国电力工业高质量发展的重要举措，助力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。

其中的源网荷储一体化涉及区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”项目，其概念与综合能源服务的概念非常接近。华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣认为，综合能源系统建设等同于推进源网荷储一体化和多能互补。

紧张的时间

在此政策要求下，各地相继启动项目申报工作。截至目前，已有内蒙古（4月11日发文）、陕西（4月20日发文）、安徽（4月27日发文）、辽宁（4月29日发文）、河南（4月29日发文）、甘肃（5月6日发文）、新疆（5月7日发文）、河北（5月11日发文）等八省区发文启动“源网荷储一体化项目”和多能互补项目报送工作。

各地发文的背后带来的是各大电力集团和诸多能源项目投资商的紧张布局。

从时间上来看，从各省发文启动项目申报到国家能源局要求的5月30日节点，留给项目方的项目方案准备时间仅一个月左右，而多地对项目方案的要求，则需要达到预可研深度，在有限的时间内完成项目预可研报告，时间非常紧张。

好的一面是，在更偏向于电源侧的多能互补项目层面，去年至今，各大发电集团、新能源项目投资商已经开启了一轮“跑马圈地”，争相在西部资源富集区部署多能互补项目，筹备较早的项目，特别是已经先期完成项目预可研的那些项目，具备了现成的申报基础。

但其中更多的项目方则并不具备类似的基础，项目方案的编制要达到预可研报告的深度，需要电力设计院的支持，于是，以中电工程顾问集团西北电力设计院、华北电力设计院为代表的几个主流设计院最近“忙疯了”，每个设计院都接手有数十个项目方案的编制工作，在有限的时间内，他们需要为项目方提供满足申报要求的方案。

这一幕在我国的新能源项目开发历史上似曾相识，在此前多种类型的光伏发电项目、光热示范项目、风电项目申报过程中都曾出现过。

项目落地谜团

但与此前多种类型的新能源项目申报不同的是，此前项目方都知道会有相应的电价政策支持，但此次申报的电力源网荷储一体化和多能互补项目在通过评审后，将会获得何种政策支持仍是个问号。

《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》指出，将具备条件的项目优先纳入国家电力发展规划。但对于关心项目投资收益的投资方而言，建设这样的项目，预期将能获得什么样的收益现在无从知晓。

但事实上，即便没有这项政策，对于项目投资方而言，“十四五”期间也只能去做源网荷储一体化和多能互补项目，这是整个能源市场的趋势。“如果项目被纳入国家规划，或多或少总是会有一定的支持的吧，所以先报了再说吧。”某项目申报方说道。

这代表了绝大多数项目申报方的内心想法，“既然国家在推这个，先参与进来总是没有坏处的，相应的问题会逐渐明确的。”

眼前，项目申报单位更关心的是项目的评审将会以何种方式进行。目前可以确定的流程是，省级发改委会同国家能源局省级监管办、省电力公司等部门先期开展评估筛选，再将优选结果报国家能源局。但国家能源局后续将如何评审，目前还没有定论，最终是否由省级发改委来确定项目评选结果，还存在疑问。有消息称，国家能源局将委托电力规划设计总院等咨询机构开展项目评审工作。

近期，国家能源局公布了2021年一季度全国光伏发电建设运行情况，数据显示，山东装机容量2380万千瓦，继续位列全国第一。其中，一季度新增装机容量105万千瓦，同比增长583%。户用方面，今年1-4月山东户用光伏新增装机96.8万千瓦，累计户用并网已达9.3GW，数量共计49万户。在新增指标上，山东可以说是突飞猛进，一骑绝尘。

数字无声，却是发展的最好注脚!山东光伏如此迅猛增长，背后的秘诀又是什么?日前，记者走进省能源主管部门探究其奥秘。

科学规划精心布局

坚持科学规划、精心布局，明晰目标任务、具体要求、工作路径，大力实施光伏“领跑者”计划，全力打造五大光伏发电示范工程，加快培育壮大新产业、新业态、新模式，扎实推进全省光伏发电“十四五”开局“开门红”。

塌陷地光伏发电示范工程。以济宁微山、任城、邹城，枣庄滕州、市中区、峄城区，泰安新泰等地煤矿、石膏矿塌陷较为集中的区域为重点，采取统一规划、集中连片、分步实施的方式，打造鲁西南塌陷地光伏发电基地。

盐碱滩涂地光伏发电示范工程。充分利用东营河口、利津，滨州沾化、无棣，潍坊滨海、寿光、昌邑等区域盐碱滩涂地，结合当地土地利用总体规划、资源条件及电网输送要求，加大光伏发电开发利用力度，打造鲁北光伏发电聚集区。

高效生态农业光伏发电示范工程。重点在青岛、潍坊、德州、聊城、菏泽等现代农业示范区建设区域，结合种植、养殖业发展，按照集约高效、综合开发、立体发展的原则，打造一批农光、渔光等高效生态农业发电示范工程。

“千万屋顶”分布式光伏发电示范工程。利用工业园区以及工业企业、商业企业、公共建筑、居住建筑等屋顶，按照分散开发、集中管理的方式，打造一批分布式光伏发电规模化应用示范区。

光伏扶贫示范工程。组织开展光伏扶贫工程，巩固脱贫攻坚成果，增强“造血”功能和可持续发展能力，让脱贫群众获得长期稳定收益。

与此同时，制订印发《山东省可再生能源电力消纳保障机制实施方案》，综合考虑五大光伏发电示范工程电源结构、资源禀赋、在建项目等诸多因素，精准下达各市光伏发电电力消纳责任权重，压实工作责任，推进光伏电站和配套电网同步规划、同步设计、同步建设，保证光伏发电及时并网、高效利用。

集散并举一体发展

充分发挥光伏发电起步早、技术成熟、产业链完善、全社会对光伏发电接受程度高等优势，坚持集中式、分布式并举，加速光伏电站建设和分布式光伏发电发展，推进全省光伏产业持续走在前列、领跑全国。

科学推进光伏电站建设。坚持光伏与土地利用、生态保护、农业生产协调发展，利用采煤塌陷地、荒芜地、盐碱地、坑塘水面等资源，科学布局农光、渔光、牧光、盐光等“光伏+”项目，实现土地资源最大化利用。其中，新泰市遵循“先治理、后建设”原则，采用农光互补模式，投资50亿元建设农光互补集中式光伏电站6个，总装机容量200万千瓦，建成冬暖式大棚2219个、大拱棚6912个、食用菌棚475个、智能温室和连栋温室14个，让3万多亩废弃采煤塌陷地变身农光生态园。潍坊寿光恒远20万千瓦卤(盐)光互补光伏电站，利用临时分流区卤库盐碱滩涂，在不改变原有卤库种植、渔业卤虫养殖等功能基础上，架设太阳能光伏板，建成集发电、制盐、养殖、储能于一体的大型集中式光伏电站，每年可为寿光市提供2.77亿度绿色电力，节约燃煤11万吨，减排二氧化碳28万余吨。

大力发展分布式光伏发电。坚持“抓大不放小”原则，在全力推进集中式光伏电站建设的同时，因地制宜推动分布式光伏发展。鼓励全省各类电力用户按照“自发自用、余电上网”的方式建设分布式光伏发电系统;优先支持用电价格较高的工商企业、工业园区建设规模化分布式光伏发电系统;支持学校、医院、党政机关、事业单位、居民社区等建筑物，推广小型分布式光伏发电系统。依托新能源示范城市、绿色能源示范县和绿色能源示范村镇，省市县三级联动，出台系列支持政策，推动光伏建筑一体化。开展适合分布式光伏发电运行特点和规模化应用的新能源智能微电网试点，积极构建分布式光伏发电、运行和消费新模式

截至2020年年底，山东成为国内首个光伏装机总容量突破2100万千瓦的省份，全年新增户用光伏数量19.4万，新增户用光伏装机容量466万千瓦，稳居全国第一，先后为45.3万户居民发放“阳光存折”。

综合施策聚力攻坚

光伏建设是一项复杂的系统工程，离不开政策激励、资金投入、科技创新等要素支撑。为此，山东采取一系列引领性、撬动性、服务性的政策措施，全力保障光伏建设推进。

坚持政策引领。突出发展与规范并重，先后出台一系列配套政策。2018年6月，下发《关于保障和规范光伏发电产业项目用地管理的通知》，明确规定各市要依据当地土地利用总体规划和光伏发电产业政策，合理布局光伏发电建设项目，实现节约集约用地;2018年9月，出台《山东省新能源产业发展规划(2018-2028年)的通知》，要求充分发挥济南、青岛等市光伏骨干企业引领作用，大力研发推广高端、高质、高效技术产品和设备，力争形成集上中下游于一体、各环节相互配合、契合度较高的完整产业链条，促进全省光伏产业高质量发展。2020年2月，印发《关于协调推进分布式新能源发电项目的通知》，强化各市与当地电网企业沟通协调，合力推进分布式光伏发电工作。在一揽子政策措施的推动下，光伏发电走上了高质量发展的“快车道”。

健全工作机制。为确保推进速度和建设质量，省级建立重大项目库，健全调度机制，强化跟进督导，及时发现协调解决问题。2020年疫情期间，建立“三个一”包保责任制度，对每个项目明确一位牵头负责人、落实一个责任处室、建立一本工作台账，实行问题销号管理，全力抢回、补回、夺回疫情影响。据统计，2020年，全省光伏发电重点项目计划投资45.7亿元，实际完成投资57.4亿元，超额完成年度投资计划25.6%。

强化服务保障。在营商环境上，公开服务监督电话，主动为用户免费提供计量装置和光伏并网接入技术支持，缩短并网时间;在政策宣讲上，组织编制分布式电源并网业务办理告知书和指导书，累计发放16.2万份;在金融支持上，推动银企合作，为光伏安装商和用户提供资金帮助和金融保障;在借智借力上，搭建行业智库，邀请专家院士“把脉会诊”、建言献策、支招破题。同时，积极组织申报光伏发电补贴竞价、平价、平价转竞价等各类项目。据统计，2020年山东组织上报平价和竞价转平价项目676个，共计221万千瓦;组织申报并纳入国家补贴的竞价上网光伏发电项目有40个，共计103万千瓦。

坚定不移纵深推进

“十四五”开局，新征程开启，在能源绿色低碳转型发展路上，山东坚持把光伏发展摆在重要位置，持续优化顶层设计、强化科技创新、实施倍增计划，坚定不移把光伏产业推向纵深。

优化顶层设计。科学制定全省“十四五”光伏发展目标和发展时序，按照“总体规划、集中连片、分步实施”方针，加强省市县、电源与电网、新能源和常规能源有效衔接，充分发挥光伏发电与风电、储能协调互补优势，布局建设盐碱滩涂地千万千瓦风光储一体化示范基地。严格落实光伏发电电力消纳责任权重考核政策，明确年度任务，压实消纳责任，倒逼提速提效。以争创“零碳社区”“零碳工业园”为目标，探索“源网荷储”一体化项目建设，开展电化学储能示范推广，建立储能商业盈利模式，为光伏产业创新发展探索新路子、积累新经验、提供新方案。

强化科技创新。以光伏产业创新需求为导向，支持企业、高校、科研院所等联合建设产业创新中心、技术创新中心、技术转移中心、科研孵化基地等载体，加强产学研用结合，构建多元主体、分工协作的科研创新体系，全面提高光伏产业链的技术研发和制造能力，降低光伏发电成本，掌握发展主动权。加快高效光伏组件、光热利用、发电装置防腐蚀等关键核心技术的研发突破，打造一批国家级、省级工程技术研究中心和重点实验室等技术平台，激发光伏领域发展活力。强化“云大物移智链”技术应用，有序推动光伏等可再生能源参与市场交易，加快光伏电力系统市场交易体系建设，最大限度挖掘整合电源侧、电网侧、负荷侧调节资源，提升光伏发电消纳能力。

实施倍增计划。依托东营、滨州、潍坊等市的盐碱滩涂地及济宁、泰安、枣庄、菏泽等市的采煤塌陷地等废弃资源，规划建设“风光储一体化基地”，打造集光伏电站建设、光伏新型技术示范、特色种养殖、生态环保修复为一体的综合新能源发展基地，实现经济效益、社会效益和环境效益“三提升”。坚持“自发自用、余电上网”模式，推动各市加快分布式光伏进小区、进农村、进家庭。同时，支持新建高铁站、CBD中央商务区、商贸中心等场所实施光伏建筑一体化项目(BIPV)，鼓励具备建设条件的城市屋顶加装分布式光伏。开展高速公路服务区、露天停车场等示范试点，推进“光储充放”一体化充电设施建设，实现光伏发电、充电运营双重收益，增强光伏辅助服务电网能力。