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从2015年—2021年，国家发展改革委和国家能源局相继发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9号）、《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》（发改能源〔2016〕1430号）、《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）》《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）等诸多文件。
“这些文件的发布，是为了进一步深化电力辅助服务市场、中长期交易等市场化机制建设，充分挖掘常规电源、储能、用户负荷等各方调节能力，提升可再生能源消纳水平，核心是解决以新能源为主体的电力系统的协调能力，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。这一机制建立，能够打破了常规能源和新能源的对立关系，能让能源转型大背景下，各个电力主体都找到自己的发展空间，都有自己的用武之地。”苏鹏表示，如果这种新的能源电力体系最终建设完成，能够平衡好各个主体的利益诉求，是不会出现近期的限电情况的。
所谓源网荷储一体化，就是通过优化整合本地资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索源网荷储高度融合的电力系统发展路径，强调发挥负荷侧调节能力、就地就近灵活坚强发展，引导市场预期。其核心目的是实现高渗透率可再生能源消纳、实现需求侧管理、降低网损、提高电能质量和可靠性。
所谓多能互补，就是利用火电等存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，强化电源侧的灵活调节作用、优化电源配比及确保电源基地送电可持续性。核心是提高能源系统运行效率和利用效率，增加新能源消纳，减少能源浪费。
为什么要建立这样的协调和共享机制？是因为目前的电力系统，存在两方面问题：一方面是电网主要依靠煤电、受送端系统的调节功能，而送端新能源未配置调峰机组及储能装置；另一方面是源网荷不协调，电网安全性下降，系统运行效率较低，导致清洁能源消纳困难。
要如何建立这样的协调和共享机制？苏鹏认为，这是一项系统工程，需要充分的技术积淀予以支撑，需要从系统规划设计、并网控制策略、能源优化管理及投资收益等四个方面着手，具体到各个方面，则需要考虑很多因素。
系统规划设计方面，需要考虑地区资源禀赋，所在地区零碳、乡村振兴、能源结构优化、经济结构调整，云物大移智链先进技术耦合、交叉应用等诸多因素对电网安全性的影响。
并网控制策略方面，需要考虑各电源的暂态响应和时-日-季节综合电力供需平衡等多种因素对电网的电能质量的影响。
能源优化管理方面，需要考虑负荷预测、电源出力预测、市场信息、系统可靠性、接入条件、电网规划、绿色发展等诸多因素对于优化结果的影响。
除此之外，还要综合技术、经济、政策、环保等多个方面，合理规划，实现项目的综合效益最大化。
在这些理论技术的支持下，明阳在全国很多地区做了案例尝试，比如内蒙古通辽的“风光火储制研”一体化示范项目、青海德令哈的500MW源网荷储一体化项目、神华粤电珠海码头源网荷储一体化项目等等。
通过实践探索，苏鹏认为，源网荷储一体化能够实现电力系统高质量发展，能够提升清洁能源利用水平和配电网运行效率。如果打通大规模源网荷储一体化与区域增量配电网之间的转换路径，不仅能够很好地协调各方关系，避免出现限电问题，而且有利于清洁能源电力进一步发展。
如何打通？苏鹏提出了两点建议：
一是明确增量配电网业务中由新能源发电供应电量的最低比例，支持符合政策且纳入规划的新能源发电项目、独立电储能以分布式电源就近以适当电压等级直接接入增量配电网，就地在增量配电网区域内消纳，同时明确源网荷储一体化与增量配网接入条件及需承担的系统性调节成本。
二是对于需进行节能审查的增量工业项目，其在规划建设过程中通过自建权益可再生能源电力装机或外购可再生能源电力使实际消纳比例超过当地确定的最低可再生能源电力消纳权重的部分，可审查中予以抵减不纳入能源消费总量与单位产值能耗计算；对于存量工业项目，通过绿色电力直接交易市场购买绿色电力使实际消纳比例超过当地确定的激励性可再生能源电力消纳权重的部分，在计算年度能源消耗总量指标时予以抵减。以此进一步打通能耗双控与绿色电力直接交易市场的关联，形成有效的市场化激励，促进可再生能源项目发展及绿色电力交易市场建设。
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