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根據國家發展改革委、國家能源局《關于推進多能互補集成優化示范工程建設的實施意見》（發改能源〔2016〕1430號，以下簡稱《實施意見》），為推動多能互補集成優化示范工程建設，提高西北區域能源供需協調能力，促進能源清潔生產和高效利用，西北能源監管局開展了陜寧青三省（區）多能互補集成優化示范工程調研工作。現將有關情況報告如下：
一、多能互補集成優化工程主要技術路線
多能互補集成優化工程是按照不同資源條件和用能對象，采取多能源品種互相補充，生產過程優化，運行智能，技術、運營體現創新，合理保護自然資源，促進生態環境良性循環的系統工程。目前國內主要有以下兩種模式：
（一）終端一體化集成供能系統
終端一體化集成供能系統主要指面向終端用戶電、熱、冷、氣等多種用能需求，因地制宜、統籌開發、互補利用傳統能源和新能源建設的一體化集成供能基礎設施，通常采取天然氣熱電冷三聯供、分布式可再生能源和能源智能微網等方式，實現多能協同供應和能源綜合梯級利用。
（二）風光水火儲多能互補系統
風光水火儲多能互補系統主要利用大型綜合能源基地風能、太陽能、水能、煤炭、天然氣等資源組合優勢，充分發揮流域梯級水電站、具有靈活調節性能的火電機組的調峰能力，開展風光水火儲多能互補系統一體化運行，提高電力輸出功率的穩定性，提升電力系統消納風電、光伏發電等間歇性可再生能源的能力和綜合效益。
二、陜寧青三省（區）多能互補集成優化工程發展現狀
截至7月底，陜寧青三省（區）已建成多能互補集成優化項目2項，在建1項，另有43個項目處于擬建或具備示范建設條件階段。已建成及在建項目情況及預期效果如下：
（一）寧夏嘉澤新能源智能微電網項目（已投運）
寧夏嘉澤新能源智能微電網示范項目于2016年2月并網運行，是西北首個已投運的能源智能微網項目。該項目總投資約4500萬元，由0.2萬千瓦智能風機、315千瓦多晶硅光伏、30千瓦多晶硅雙軸跟蹤光伏、30千瓦高透聚光光伏，65千瓦微型燃氣輪機、125千瓦×5小時釩液流儲能系統、100千瓦×20秒超級電容儲能系統以及工業園區負荷組成，總裝機容量0.244萬千瓦（儲能系統容量未計入），預計年發電量643.5萬千瓦時。該項目采用了國內領先的智能微網暫態穩控保護裝置、孤島微燃機和儲能聯合控制系統，可實現經濟性、環保型、可靠性、高效性、多樣性、友好型并網，實現谷電峰用、削峰填谷，并提高電網末端、負荷側的供電可靠性和電能質量。
（二）青海龍羊峽水光互補項目（已投運）
青海龍羊峽水光互補項目是目前國內規模最大的水光互補項目。該項目依托原有的龍羊峽水電站128萬千瓦機組，投資84.7億元建設85萬千瓦光伏電站與龍羊峽水電站匯集上網，該項目既可發揮水力發電的快速調節能力，補充光伏電站的有功出力，提高光伏電能質量，又可通過優先安排光伏發電輔以水力發電，提高項目整體經濟效益。
（三）西安國家民用航天產業基地分布式能源項目（在建）
西安國家民用航天產業基地分布式能源項目是西北首個開工建設的天然氣熱電冷三聯供項目。該項目總投資約6.88億元，建設規模為2套輕型燃機（2×3.26萬千瓦）、2臺雙壓余熱鍋爐（2×45.7噸/小時）、2臺蒸汽輪機聯合循環機組（2×1.05萬千瓦），總容量8萬千瓦，同時建設2臺2.9萬千瓦燃氣熱水鍋爐作為站內補充熱源，年用氣量1.1億立方，年發電量3.87億千瓦時。項目建成后主要滿足約10平方公里（約700萬平方米建筑）的采暖、制冷、電力等能源需求，每年將節約標煤21.51萬噸、減排C0217.28萬噸、減排SO21300噸、減排NO2700-1300噸。
上述三個項目是多能互補集成優化與智慧能源產業的創新實踐，優勢已經初步顯現：一是優化能源結構，提高能源系統效率，增加有效供給，高效滿足用能需求，有效帶動能源投資；二是創新產業模式，引領技術進步，促進產業升級，降低運行成本；三是促進節能減排，帶動環境保護生態產業的發展。
三、存在的問題
目前已經建成和在建、擬建的項目，預期都具有良好的環保性、高效性和經濟性，但在項目規劃、建設，及投產運營過程中仍存在一些問題，具體表現在以下幾個方面：
（一）“多能互補系統”定義及項目核準權限需進一步明確
由于“多能互補系統”的定義及具體形式尚不明確，出現了新能源企業簡單整合所轄風電場和光伏電站，以多能互補項目的名義爭取優惠政策，以及風電、光伏發電企業以構建多能互補系統的名義申請建設新的光伏發電、風電項目的情況。與此同時，多能互補項目作為新生事物，核準權限及流程尚不明確，影響了項目審批進度。
（二）配套價格政策不健全，綜合電價核定尚無依據
1.多種能源價格政策銜接不順，項目經濟目標難以實現
天然氣冷熱電聯供項目，涉及天然氣價格，上網電價，供熱、冷價格等，相互協同配比度較高，而現行的各種能源價格政策銜接不順，影響了項目的正常運營。以西安國家民用航天產業基地分布式能源項目為例，西安市天然氣集中采暖政府核定氣價為2.14元/立方米，與項目可研預定價格持平；根據國家的天然氣發電上網電價政策，陜西省天然氣發電現行上網電價0.6846元/千瓦時，較項目可研預定上網電價0.729元/千瓦時低0.0444元/千瓦時；項目可研預定熱能結算價與目前市政集中供熱結算價基本持平。由于上網電價與預定電價的差異，該項目自建成投運即處于保本狀態，經濟目標難以實現，影響了多能互補集成優化項目的示范作用。
2.相關電價政策暫不明確，綜合價格核定暫無依據
國家對天然氣微燃機、儲能及多能互補綜合項目尚未出臺電價政策，導致企業在微燃機發電、儲能設備以及能源互補技術上的投入無法獲得經濟收益。
3.可再生能源補貼申報周期長，補貼資金撥付不及時
多能互補項目多包含風力發電、光伏發電等可再生能源發電類型，需列入可再生能源電價附加資金補助目錄，方可獲得可再生能源電價補貼。目前補助目錄的申報周期不固定、間隔時間較長，補貼發放延遲的情況也時有發生。2013年8月至2015年2月并網的可再生能源發電項目于今年6月啟動申報程序，目前尚未獲得批復；2015年3月之后并網項目的申報期未定；已進入補助目錄的可再生能源項目，補貼資金撥付通常滯后3-6個月。
（三）電力調度機制及交易機制不完善
《實施意見》提出“開展風光水火儲多能互補系統一體化運行，提高電力輸出功率的穩定性”，但由于配套的電力調度、市場交易和價格機制尚未建立，“一體化運行”在實際運行中難以實現。以青海龍羊峽水光互補項目為例，由于龍羊峽水電站是西北電網重要調峰調頻電站，其調度運行關系到西北電網的安全穩定、電能質量及新能源消納，目前該項目涉及的龍羊峽水電站及光伏電站均由西北網調直接調管，分別調度運行，難以實現一體化運行的要求。
（四）終端一體化集成供能項目接入電網標準有待進一步完善
目前終端一體化集成供能項目尚未出臺接入電網的設計標準、技術導則及驗收規范，造成接入系統配置要求不明確，驗收缺乏依據，影響了項目的并網速度，并為并網后的安全運行留下隱患。
（五）“可再生能源發電項目信息管理系統”暫未設立多能互補項目填報入口
目前“可再生能源發電項目信息管理系統”暫無多能互補項目填報入口，分別填報風電和光伏發電項目時，因項目名稱及項目代碼重復無法同時錄入，極大地影響了項目的規范管理及補貼申報。
四、政策建議
（一）加大政策扶持力度，確保已出臺政策的有效落實
明確多能互補項目的具體形式及審批權限，提高審批速度及透明度，同時確保總規模不突破國家能源規劃的各省（區）火電及新能源發電容量總量指標額度，防止借建設多能互補系統的名義，加大電力供大于求的矛盾。將多能互補集成優化示范項目納入國家及省級規劃，可優先使用各省（區）火電裝機容量、可再生能源發展規模及補貼等總量指標。風光水火儲多能互補示范項目就地消納后的富余電量，可優先參與跨省區電力輸送消納。推動各省結合實際制定推進多能互補技術發展應用的配套政策，鼓勵采取政府和社會資本合作模式（PPP）建設多能互補集成優化示范工程。
（二）完善能源價格形成機制，體現多能互補集成優化項目的技術優勢和綜合效益
一是針對多能互補天然氣冷熱電聯供項目，建議由氣源企業、中游管輸、配氣企業分別給予價格優惠，以合理的用氣價格供項目生產使用，保證項目順利運營，體現示范效應；以協同配比為原則，理順天然氣發電（采暖）用氣價格、上網電價、熱冷價政策間關系，突破天然氣特許經營權限制，逐步實現天然氣大用戶與供氣企業間協商定價，氣電聯動、氣暖聯動等的市場定價機制。
二是建議盡快研究并出臺天然氣微燃機發電、儲能及多能互補項目綜合電價形成機制，確定相應的具體電價政策。
三是建議每年定期申報、公布可再生能源電價附加補助目錄；加快可再生能源補貼資金審核，及時撥付補貼資金。
（三）建立配套電力調度及市場交易機制，提高風光水火儲多能互補系統運行水平
積極開展流域梯級水電站及電源支撐點火電機組調度運行方式研究，實現多能互補系統電力輸出功率穩定與承擔大電網調峰調頻任務的統籌兼顧。建立配套電力調度及市場交易機制，實現更大范圍內的風光水火儲等多種能源互補運行，提升大電網消納風電、光伏發電的能力和綜合效益。探索大型風光水火儲多能互補系統一體化運行方式，有效提高項目整體電力輸出功率的穩定性。
（四）完善標準體系，規范多能互補技術發展及電（氣）網接入等行為
推進多能互補集成優化技術相關標準的制、修訂，明確多能互補系統的定義、范圍及技術要求，梳理現有的擬建示范工程項目庫，規范多能互補項目建設。盡快出臺多能互補項目電（氣）網接入、并網運行等技術標準和規范，推動電網、氣網企業為多能互補項目提供便捷、及時、無障礙接入和應急備用服務，實施公平、公正、公開調度。
（五）加強對多能互補集成優化示范工程規劃及重大項目執行情況的監管
加強對國家相關支持政策在地方落實情況的監管，推動地方相關價格財稅扶持政策的出臺。對多能互補集成優化示范工程規劃的編制和實施、項目核準開展動態監管，推動示范工程的高效實施。對示范工程項目建設、并網和調度運行、價格結算、補貼發放開展全過程監管，推動多能互補行業的可持續發展。
（六）在“可再生能源發電項目信息管理系統”設立多能互補項目板塊，方便項目信息錄入、項目管理及電價附加補貼申報。
一、多能互補集成優化工程主要技術路線
多能互補集成優化工程是按照不同資源條件和用能對象，采取多能源品種互相補充，生產過程優化，運行智能，技術、運營體現創新，合理保護自然資源，促進生態環境良性循環的系統工程。目前國內主要有以下兩種模式：
（一）終端一體化集成供能系統
終端一體化集成供能系統主要指面向終端用戶電、熱、冷、氣等多種用能需求，因地制宜、統籌開發、互補利用傳統能源和新能源建設的一體化集成供能基礎設施，通常采取天然氣熱電冷三聯供、分布式可再生能源和能源智能微網等方式，實現多能協同供應和能源綜合梯級利用。
（二）風光水火儲多能互補系統
風光水火儲多能互補系統主要利用大型綜合能源基地風能、太陽能、水能、煤炭、天然氣等資源組合優勢，充分發揮流域梯級水電站、具有靈活調節性能的火電機組的調峰能力，開展風光水火儲多能互補系統一體化運行，提高電力輸出功率的穩定性，提升電力系統消納風電、光伏發電等間歇性可再生能源的能力和綜合效益。
二、陜寧青三省（區）多能互補集成優化工程發展現狀
截至7月底，陜寧青三省（區）已建成多能互補集成優化項目2項，在建1項，另有43個項目處于擬建或具備示范建設條件階段。已建成及在建項目情況及預期效果如下：
（一）寧夏嘉澤新能源智能微電網項目（已投運）
寧夏嘉澤新能源智能微電網示范項目于2016年2月并網運行，是西北首個已投運的能源智能微網項目。該項目總投資約4500萬元，由0.2萬千瓦智能風機、315千瓦多晶硅光伏、30千瓦多晶硅雙軸跟蹤光伏、30千瓦高透聚光光伏，65千瓦微型燃氣輪機、125千瓦×5小時釩液流儲能系統、100千瓦×20秒超級電容儲能系統以及工業園區負荷組成，總裝機容量0.244萬千瓦（儲能系統容量未計入），預計年發電量643.5萬千瓦時。該項目采用了國內領先的智能微網暫態穩控保護裝置、孤島微燃機和儲能聯合控制系統，可實現經濟性、環保型、可靠性、高效性、多樣性、友好型并網，實現谷電峰用、削峰填谷，并提高電網末端、負荷側的供電可靠性和電能質量。
（二）青海龍羊峽水光互補項目（已投運）
青海龍羊峽水光互補項目是目前國內規模最大的水光互補項目。該項目依托原有的龍羊峽水電站128萬千瓦機組，投資84.7億元建設85萬千瓦光伏電站與龍羊峽水電站匯集上網，該項目既可發揮水力發電的快速調節能力，補充光伏電站的有功出力，提高光伏電能質量，又可通過優先安排光伏發電輔以水力發電，提高項目整體經濟效益。
（三）西安國家民用航天產業基地分布式能源項目（在建）
西安國家民用航天產業基地分布式能源項目是西北首個開工建設的天然氣熱電冷三聯供項目。該項目總投資約6.88億元，建設規模為2套輕型燃機（2×3.26萬千瓦）、2臺雙壓余熱鍋爐（2×45.7噸/小時）、2臺蒸汽輪機聯合循環機組（2×1.05萬千瓦），總容量8萬千瓦，同時建設2臺2.9萬千瓦燃氣熱水鍋爐作為站內補充熱源，年用氣量1.1億立方，年發電量3.87億千瓦時。項目建成后主要滿足約10平方公里（約700萬平方米建筑）的采暖、制冷、電力等能源需求，每年將節約標煤21.51萬噸、減排C0217.28萬噸、減排SO21300噸、減排NO2700-1300噸。
上述三個項目是多能互補集成優化與智慧能源產業的創新實踐，優勢已經初步顯現：一是優化能源結構，提高能源系統效率，增加有效供給，高效滿足用能需求，有效帶動能源投資；二是創新產業模式，引領技術進步，促進產業升級，降低運行成本；三是促進節能減排，帶動環境保護生態產業的發展。
三、存在的問題
目前已經建成和在建、擬建的項目，預期都具有良好的環保性、高效性和經濟性，但在項目規劃、建設，及投產運營過程中仍存在一些問題，具體表現在以下幾個方面：
（一）“多能互補系統”定義及項目核準權限需進一步明確
由于“多能互補系統”的定義及具體形式尚不明確，出現了新能源企業簡單整合所轄風電場和光伏電站，以多能互補項目的名義爭取優惠政策，以及風電、光伏發電企業以構建多能互補系統的名義申請建設新的光伏發電、風電項目的情況。與此同時，多能互補項目作為新生事物，核準權限及流程尚不明確，影響了項目審批進度。
（二）配套價格政策不健全，綜合電價核定尚無依據
1.多種能源價格政策銜接不順，項目經濟目標難以實現
天然氣冷熱電聯供項目，涉及天然氣價格，上網電價，供熱、冷價格等，相互協同配比度較高，而現行的各種能源價格政策銜接不順，影響了項目的正常運營。以西安國家民用航天產業基地分布式能源項目為例，西安市天然氣集中采暖政府核定氣價為2.14元/立方米，與項目可研預定價格持平；根據國家的天然氣發電上網電價政策，陜西省天然氣發電現行上網電價0.6846元/千瓦時，較項目可研預定上網電價0.729元/千瓦時低0.0444元/千瓦時；項目可研預定熱能結算價與目前市政集中供熱結算價基本持平。由于上網電價與預定電價的差異，該項目自建成投運即處于保本狀態，經濟目標難以實現，影響了多能互補集成優化項目的示范作用。
2.相關電價政策暫不明確，綜合價格核定暫無依據
國家對天然氣微燃機、儲能及多能互補綜合項目尚未出臺電價政策，導致企業在微燃機發電、儲能設備以及能源互補技術上的投入無法獲得經濟收益。
3.可再生能源補貼申報周期長，補貼資金撥付不及時
多能互補項目多包含風力發電、光伏發電等可再生能源發電類型，需列入可再生能源電價附加資金補助目錄，方可獲得可再生能源電價補貼。目前補助目錄的申報周期不固定、間隔時間較長，補貼發放延遲的情況也時有發生。2013年8月至2015年2月并網的可再生能源發電項目于今年6月啟動申報程序，目前尚未獲得批復；2015年3月之后并網項目的申報期未定；已進入補助目錄的可再生能源項目，補貼資金撥付通常滯后3-6個月。
（三）電力調度機制及交易機制不完善
《實施意見》提出“開展風光水火儲多能互補系統一體化運行，提高電力輸出功率的穩定性”，但由于配套的電力調度、市場交易和價格機制尚未建立，“一體化運行”在實際運行中難以實現。以青海龍羊峽水光互補項目為例，由于龍羊峽水電站是西北電網重要調峰調頻電站，其調度運行關系到西北電網的安全穩定、電能質量及新能源消納，目前該項目涉及的龍羊峽水電站及光伏電站均由西北網調直接調管，分別調度運行，難以實現一體化運行的要求。
（四）終端一體化集成供能項目接入電網標準有待進一步完善
目前終端一體化集成供能項目尚未出臺接入電網的設計標準、技術導則及驗收規范，造成接入系統配置要求不明確，驗收缺乏依據，影響了項目的并網速度，并為并網后的安全運行留下隱患。
（五）“可再生能源發電項目信息管理系統”暫未設立多能互補項目填報入口
目前“可再生能源發電項目信息管理系統”暫無多能互補項目填報入口，分別填報風電和光伏發電項目時，因項目名稱及項目代碼重復無法同時錄入，極大地影響了項目的規范管理及補貼申報。
四、政策建議
（一）加大政策扶持力度，確保已出臺政策的有效落實
明確多能互補項目的具體形式及審批權限，提高審批速度及透明度，同時確保總規模不突破國家能源規劃的各省（區）火電及新能源發電容量總量指標額度，防止借建設多能互補系統的名義，加大電力供大于求的矛盾。將多能互補集成優化示范項目納入國家及省級規劃，可優先使用各省（區）火電裝機容量、可再生能源發展規模及補貼等總量指標。風光水火儲多能互補示范項目就地消納后的富余電量，可優先參與跨省區電力輸送消納。推動各省結合實際制定推進多能互補技術發展應用的配套政策，鼓勵采取政府和社會資本合作模式（PPP）建設多能互補集成優化示范工程。
（二）完善能源價格形成機制，體現多能互補集成優化項目的技術優勢和綜合效益
一是針對多能互補天然氣冷熱電聯供項目，建議由氣源企業、中游管輸、配氣企業分別給予價格優惠，以合理的用氣價格供項目生產使用，保證項目順利運營，體現示范效應；以協同配比為原則，理順天然氣發電（采暖）用氣價格、上網電價、熱冷價政策間關系，突破天然氣特許經營權限制，逐步實現天然氣大用戶與供氣企業間協商定價，氣電聯動、氣暖聯動等的市場定價機制。
二是建議盡快研究并出臺天然氣微燃機發電、儲能及多能互補項目綜合電價形成機制，確定相應的具體電價政策。
三是建議每年定期申報、公布可再生能源電價附加補助目錄；加快可再生能源補貼資金審核，及時撥付補貼資金。
（三）建立配套電力調度及市場交易機制，提高風光水火儲多能互補系統運行水平
積極開展流域梯級水電站及電源支撐點火電機組調度運行方式研究，實現多能互補系統電力輸出功率穩定與承擔大電網調峰調頻任務的統籌兼顧。建立配套電力調度及市場交易機制，實現更大范圍內的風光水火儲等多種能源互補運行，提升大電網消納風電、光伏發電的能力和綜合效益。探索大型風光水火儲多能互補系統一體化運行方式，有效提高項目整體電力輸出功率的穩定性。
（四）完善標準體系，規范多能互補技術發展及電（氣）網接入等行為
推進多能互補集成優化技術相關標準的制、修訂，明確多能互補系統的定義、范圍及技術要求，梳理現有的擬建示范工程項目庫，規范多能互補項目建設。盡快出臺多能互補項目電（氣）網接入、并網運行等技術標準和規范，推動電網、氣網企業為多能互補項目提供便捷、及時、無障礙接入和應急備用服務，實施公平、公正、公開調度。
（五）加強對多能互補集成優化示范工程規劃及重大項目執行情況的監管
加強對國家相關支持政策在地方落實情況的監管，推動地方相關價格財稅扶持政策的出臺。對多能互補集成優化示范工程規劃的編制和實施、項目核準開展動態監管，推動示范工程的高效實施。對示范工程項目建設、并網和調度運行、價格結算、補貼發放開展全過程監管，推動多能互補行業的可持續發展。
（六）在“可再生能源發電項目信息管理系統”設立多能互補項目板塊，方便項目信息錄入、項目管理及電價附加補貼申報。
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