近段時間，源網荷儲一體化和多能互補發展的《推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕280號）（以下簡稱《指導意見》和《關于報送“十四五”電力源網荷儲一體化和多能互補發展工作方案的通知》（以下簡稱《報送通知》）把電力行業帶入了又一個高潮。而這一次的主要背景是“30，60”的雙碳目標，電力行業通過大力發展新能源提高能源安全保障的同時降低能源系統的碳排放。回顧這些年多能互補示范項目、能源互聯網示范項目、增量配電改革、分布式發電交易改革走過的歷程，行業無不感慨萬分。此時再提“一體化”和“多能互補”既是重整旗鼓，又是直面我國能源轉型發展不得不啃的硬骨頭。

一、多能互補指向性已經發生變化

前幾年的多能互補，雖然被區分為了送端型多能互補和受端型多能互補，但無論從2016年多能互補示范項目類別數量區分（受端型多能互補占了絕大部分），還是從行業對于多能互補概念的理解，基本認為它主要代表的是用戶端供給側風、光、氣以及消費側冷、熱、電的互補形式，其中充分發揮余熱技術的梯級利用是多能互補的關鍵，提升終端側冷熱電綜合能源利用效率是是這類系統的重要特征。

而此次《指導意見》將多能互補的實施路徑定為風光水火儲一體化、風光水（儲）一體化、風光儲一體化，風光火（儲）一體化，且字里行間多次強調送端特性、受端系統消納。顯然此次的多能互補重點已經明確為送出型模式 。而這也應該是這類項目開展中需要注意的重點問題。

二、源網荷儲一體化替代了用戶側多能互補模式

對于用戶側的能源利用，此次用源網荷儲一體化替代了以前用戶端多能互補模式。與此同時，強調的仍然是對于用戶端新能源電力的消納，而弱化了能源消費側的多能形式。雖然《指導意見》在市（縣）級源網荷儲一體化要求中，也提出結合清潔取暖和清潔能源消納工作開展市（縣）級源網荷儲一體化示范，研究熱電聯產機組、新能源電站、靈活運行電熱負荷一體化運營方案。但是整體而言，強調的不再是對于分布式三聯供技術的應用。冷熱雖然也會是這類系統的一個重要形式，但它是結合新能源消納（即電能替代原有冷熱模式）的一個措施。這其實是和當下碳中和目標一致的。雖然天然氣是碳中和目標實現前的一個過渡能源，但其終究屬于化石能源。

三、需細品“物理界面關系清晰”

《報送通知》明確提出，“源網荷儲一體化發展應提出通過虛擬電廠等一體化聚合模式與大電網相聯的方案，力求物理界面與調控關系清晰”。虛擬電廠是通過信息技術聚合分散在電力系統各區域的源、荷、儲資源統一參與市場（特別是輔助服務市場）的方式，毫無疑問它能夠充分挖掘各類資源的靈活性，激發用戶資源活力。但虛擬電廠能夠與電力系統有清晰物理界面說法似乎太過牽強。而最直接的物理界面方式是增量配電網、微電網、局域電網這類能夠和大電網有明確物理連接點的技術模式。《指導意見》說得較為明確，“在工業負荷大、新能源條件好的地區，支持分布式電源開發建設和就近接入消納，結合增量配電網等工作，開展源網荷儲一體化綠色供電園區建設。”因此在《指導意見》和《報送通知》的要求下，各地方文件要求也有不同，有些地方回歸問題本質，將增量配電仍然列為源網荷儲一體化的重要一項內容，有些地方則顯得保守，沒有提增量配電與源網荷儲一體化的關系。

四、經濟性模式仍然有一段路要走

近段時間，新能源電站要求配置儲能是爭議很大的一個話題，歸根結底，是沒有明確市場機制才導致盈利模式缺失。然而，新能源+儲能并不是盈利性無解，可以有許多解決方案，但都需要靠體制機制的創新。《指導意見》提出，“國家能源局派出機構負責牽頭建立所在區域的源網荷儲一體化和多能互補項目協調運營和利益共享機制”，這至關重要。另外，有解讀認為，《指導意見》不再對棄電率進行政策性要求，而是更多地將決定權交給一體化項目的投資者，實現經濟可承受范圍內的自主決策。這其實也增大了此類項目的投資決策難度。相比而言，源網荷儲一體化項目投資風險相對較小，由于位于用戶側，無論是“量”和“價”相比多能互補都能有更大保證。