随着时代发展，新时代电力工业已经转变为更加注重推动高质量发展，其内涵是提高发展质量、转变发展动力、提升发展效率，实现“安全、绿色、高效”的相辅相成、辩证统一。为此，《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》（发改能源规〔2021〕280号）（简称“《指导意见》”）、《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补发展工作方案的通知》（简称“《报送通知》”）相继出台，明确了“坚持清洁低碳、坚定安全为本，强化主动调节、减轻系统压力，明确清晰界面、统筹运行调节，均等权利义务、实现共享共赢”的总基调，以系统性、多元化的思维统筹推进源网荷储深度融合和多能互补协调发展，为确保安全前提下提升电力工业清洁低碳水平和系统总体效率指明了方向。

据统计，至今已有内蒙古、陕西、安徽、辽宁、河南、甘肃、新疆七省区相继发文启动省内“源网荷储一体化项目”和多能互补项目报送工作。2021年年初至今，已有16家企业与地方政府签订了27个光储、风光储、风光水火储等一体化项目，总规模超过72．6GW，投资总额1404亿元以上。

在“30·60”的双碳目标背景下，电力行业通过大力发展新能源，在提高能源安全保障的同时，降低能源系统的碳排放。那么，《指导意见》和《报送通知》释放出哪些重要信号？具体推进中的关键要点有哪些？

多能互补指向性发生变化

前几年的多能互补，虽然被区分为了送端型多能互补和受端型多能互补，但无论从2016年多能互补示范项目类别数量区分（受端型多能互补占了绝大部分），还是从行业对于多能互补概念的理解，基本认为它主要代表的是用户端供给侧风、光、气以及消费侧冷、热、电的互补形式，其中充分发挥余热技术的梯级利用是多能互补的关键，提升终端侧冷热电综合能源利用效率是是这类系统的重要特征。

而此次《指导意见》将多能互补的实施路径定为风光水火储一体化、风光水（储）一体化、风光储一体化，风光火（储）一体化，且字里行间多次强调送端特性、受端系统消纳。显然此次的多能互补重点已经明确为送出型模式。而这也应该是这类项目开展中需要注意的重点问题。

发挥一体优势

一体化项目与常规项目的本质区别是“对外相对独立，对内整合要素”，对外在联网界面、调控层面与大电网相对独立化、清晰化，对内实现源网荷储各个环节、风光水火储各类资源的统筹优化，以此发挥一体化项目“整合”优势。《指导意见》和《报送通知》提出“一体化聚合模式”“关系清晰”“就近”“打捆”“规划、实施、运行调节和管理规范一体化”，明确一体化项目应就近打捆汇集聚合，既要力争与大电网形成相对清晰的物理和调控界面，也要努力在规划、建设、运行各个阶段实现统筹管理，充分突出了一体化项目特点，厘清了与常规项目的根本差异。

对于物理界线与交易模式，《指导意见》和《报送通知》提出“源网荷储一体化项目通过虚拟电厂等一体化聚合模式参与市场交易”“力求物理界面与调控关系清晰”，明确一体化项目应力争划出与大电网的物理分界面，整个项目作为一个市场主体参与交易；《指导意见》多次提到电力多能互补项目应“就近”“打捆”，明确项目布局宜相对集中，与电力系统的连接方式尽可能简单清晰，以此充分发挥规模化开发优势、有效衔接各类电源建设进度、实现各类电源出力特性内部互补。

对于运行管理与调控模式，《指导意见》提出“实现项目运行调节和管理规范的一体化”，明确项目应在统筹协调、运行优化、调控管理等方面突出“一体化”比传统运行管理的相对优势。

强化主动消纳

日前，国家能源局《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》（简称“《征求意见稿》”）提出了新能源保障性并网与市场化并网两种发展模式。《指导意见》和《报送通知》中涉及新能源开发的项目均要求“以市场消纳为导向”、“提升可再生能源消纳水平”、“落实可再生能源消纳能力”，明确必须通过充分挖掘和释放生产侧、消费侧调节潜力，并因地制宜合理配置储能等，充分发挥市场主体的调节主动性，从“要我调”转变为“我要调”，通过系统优化同步实现新能源的高效开发利用，显著降低电力系统消纳压力，做到与《征求意见稿》的无缝衔接，起到大力促进新能源发展的作用。

对于源网荷储一体化项目，《指导意见》和《报送通知》强调“调动（或发挥）负荷侧调节响应能力”“加强源网荷储多向互动”，重点通过调动用户积极性，充分发挥负荷侧灵活调节能力，降低对电力系统的调节支撑需求。

对于多能互补项目，《指导意见》和《报送通知》强调“强化电源侧灵活调节作用”，重点通过一体化模式激发存量电源调节积极性与潜力，优化配置增量调节性电源或储能，进而实现各类电源互济互补，不增加电力系统调峰压力。

同时，为进一步加大新能源开发力度，《指导意见》明确“力争各类可再生能源综合利用率保持在合理水平”，不再对弃电率进行政策性要求，而是更多地将决定权交给一体化项目的投资者，实现经济可承受范围内的自主决策。

实现利益共享

新能源电站要求配置储能是争议很大的一个话题，归根结底，是没有明确市场机制才导致盈利模式缺失。然而，新能源＋储能并不是盈利性无解，可以有许多解决方案，但都需要靠体制机制的创新。《指导意见》提出 “建立协调机制”，通过深化市场化机制建设、营造平等投资环境等手段，发挥协同互补效益，提升可再生能源消纳水平。其中，“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”，这至关重要。

另外，有解读认为，《指导意见》不再对弃电率进行政策性要求，而是更多地将决定权交给一体化项目的投资者，实现经济可承受范围内的自主决策。这其实也增大了此类项目的投资决策难度。相比而言，源网荷储一体化项目投资风险相对较小，由于位于用户侧，无论是“量”和“价”相比多能互补都能有更大保证。

对于营造平等投资环境，《指导意见》提出“降低准入门槛”“鼓励社会资本等各类投资主体投资”，表明了“一体化”不是排斥社会资本公平进入，而是敞开大门，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，鼓励引导社会资本公平参与一体化项目投资。

《指导意见》明确“有效期5年”，体现了政策在电力体制改革推进过程中的“临时”“过渡”属性。随着中长期电改的不断深化完善，电力工业高质量发展将更多依赖市场在资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用，通过完善相关体制机制，着力构建好以新能源为主体的新型电力系统。