8月27日，国家发展改革委、国家能源局发布了《国家发展改革委 国家能源局关于开展“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）》意见的公告”。
该文件明确指出，我国电力工业发展取得了举世瞩目的成就，有力支撑了经济社会平稳有序发展。但同时电力系统综合效率不高、源网荷等环节协调不够、各类电源互补互济不足等深层次矛盾日益凸显，亟待统筹优化。为提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率，更好指导送端电源基地规划开发和源网荷协调互动，积极探索“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”（以下统称“两个一体化”）实施路径。
文件提出，通过优先利用清洁能源资源、充分发挥水电和煤电调节性能、适度配置储能设施、调动需求侧灵活响应积极性，有利于发挥新能源资源富集地区优势，实现清洁电力大规模消纳，优化能源结构，破解资源环境约束，促进能源领域与生态环境协调可持续发展，推进生态文明建设。
文件要求，着力提升供给质量和效率、扩大有效供给、实现多能互补，是电力工业发展的必然要求。通过明确传统电源与新能源、基础电源与调峰电源、源网荷各环节的分工定位，有利于打破各个领域间的壁垒，统筹各类资源的协调开发、科学配置，实现源网荷储统筹协调发展，提高清洁能源利用率、提升电源开发综合效益。
文件强调，扩大电力资源优化配置规模，是电力行业落实区域协调发展战略的重要抓手。通过新能源就地开发消纳，优化电力资源配置结构、扩大电力资源配置规模，有利于促进边疆地区繁荣稳定，推进西部大开发形成新格局，改善东部地区环境质量，提升新能源电量消费比重，实现东西部地区共同发展。
文件认为，“风光水火储一体化”侧重于电源基地开发，需结合当地资源条件和能源特点，因地制宜采取风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充，并适度增加一定比例储能，统筹各类电源的规划、设计、建设、运营，积极探索“风光储一体化”，因地制宜开展“风光水储一体化”，稳妥推进“风光火储一体化”。
“源网荷储一体化”侧重于围绕负荷需求开展，通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源要素，以储能等先进技术和体制机制创新为支撑，以安全、绿色、高效为目标，创新电力生产和消费模式，为构建源网荷高度融合的新一代电力系统探索发展路径，实现源、网、荷、储的深度协同，主要包括“区域（省）级源网荷储一体化”“市（县）级源网荷储一体化”“园区级源网荷储一体化” 等具体模式。
文件指出，通过提高存量电源调节能力和清洁能源比例、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。
强化电源侧灵活调节作用。挖掘一体化配套电源的调峰潜力，完善电力系统调峰、调频等辅助服务市场机制。优化综合能源基地配套储能规模，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、储能设施的调峰能力，减轻送受端系统的调峰压力，力争各类可再生能源利用率在95%以上。
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，以西南水电基地为基础，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模，因地制宜明确风光水储一体化实施方案。
文件表示，要以现代信息通讯技术、大数据、人工智能、储能等新技术为依托，充分调动负荷侧的调节响应能力。在城市商业区、商业综合体，依托光伏发电、并网型微电网和电动汽车充电基础设施建设等，开展分布式发电与电动汽车灵活充放电相结合的园区级9源网荷储一体化建设；在工业负荷规模大、新能源资源条件好的地区，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工业园区建设。研究源、网、荷、储的综合优化配置方案，促进与多能互补示范园区、智慧综合能源服务的融合发展，在经济可行的条件下，提高自我平衡能力，减少对大电网调峰和容量备用需求。
附征求意见全文：
