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近段时间，源网荷储一体化和多能互补发展的《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）（以下简称《指导意见》和《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》（以下简称《报送通知》）把电力行业带入了又一个高潮。而这一次的主要背景是“30，60”的双碳目标，电力行业通过大力发展新能源提高能源安全保障的同时降低能源系统的碳排放。回顾这些年多能互补示范项目、能源互联网示范项目、增量配电改革、分布式发电交易改革走过的历程，行业无不感慨万分。此时再提“一体化”和“多能互补”既是重整旗鼓，又是直面我国能源转型发展不得不啃的硬骨头。
一、多能互补指向性已经发生变化
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。
二、源网荷储一体化替代了用户侧多能互补模式
对于用户侧的能源利用，此次用源网荷储一体化替代了以前用户端多能互补模式。与此同时，强调的仍然是对于用户端新能源电力的消纳，而弱化了能源消费侧的多能形式。虽然《指导意见》在市（县）级源网荷储一体化要求中，也提出结合清洁取暖和清洁能源消纳工作开展市（县）级源网荷储一体化示范，研究热电联产机组、新能源电站、灵活运行电热负荷一体化运营方案。但是整体而言，强调的不再是对于分布式三联供技术的应用。冷热虽然也会是这类系统的一个重要形式，但它是结合新能源消纳（即电能替代原有冷热模式）的一个措施。这其实是和当下碳中和目标一致的。虽然天然气是碳中和目标实现前的一个过渡能源，但其终究属于化石能源。
三、需细品“物理界面关系清晰”
《报送通知》明确提出，“源网荷储一体化发展应提出通过虚拟电厂等一体化聚合模式与大电网相联的方案，力求物理界面与调控关系清晰”。虚拟电厂是通过信息技术聚合分散在电力系统各区域的源、荷、储资源统一参与市场（特别是辅助服务市场）的方式，毫无疑问它能够充分挖掘各类资源的灵活性，激发用户资源活力。但虚拟电厂能够与电力系统有清晰物理界面说法似乎太过牵强。而最直接的物理界面方式是增量配电网、微电网、局域电网这类能够和大电网有明确物理连接点的技术模式。《指导意见》说得较为明确，“在工业负荷大、新能源条件好的地区，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园区建设。”因此在《指导意见》和《报送通知》的要求下，各地方文件要求也有不同，有些地方回归问题本质，将增量配电仍然列为源网荷储一体化的重要一项内容，有些地方则显得保守，没有提增量配电与源网荷储一体化的关系。
四、经济性模式仍然有一段路要走
近段时间，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，“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。
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