4月24日，国家发改委发布《电力可靠性管理办法（暂行）》（下称《办法》）。《办法》提出积极稳妥推动发电侧、电网侧和用户侧储能建设，合理确定建设规模，加强安全管理，推进“源网荷储一体化”和多能互补。

“源网荷储一体化”是指通过整合本地资源，以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、就地就近灵活发展，引导市场预期。

随着新型电力系统的构建，对新能源的消纳和存储提出更高要求。在此背景下，提升电网系统的调节支撑能力、实现源网荷储各环节间协调互动显得尤为重要。

促进新能源就地消纳

去年3月，国家发改委、国家能源局联合印发的《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》（下称《指导意见》）就将“源网荷储一体化”和多能互补作为实现电力系统高质量发展、促进能源行业转型和社会经济发展的重要举措。

在中国能源研究会理事贾豫看来，“源网荷储一体化”更有利于实现因地制宜开发和利用当地能源资源。由于“源网荷储一体化”中的“源”大多以新能源为主体，而省级电网大规模输送新能源会增加系统的调峰压力，“源网荷储一体化”有助于引导用能大户从中东部地区向风光资源禀赋较好的西部地区迁移，从而减少能量的输送和流动。“同时，通过一体化的协同发展能够实现新能源资源的本地规模化开发，促进能源最大程度就地利用，引导能源消费习惯和结构优化，推动区域产业结构调整与转型升级。”

中国能源研究会配售电中心副主任吴俊宏向记者分析，从《指导意见》看，“源网荷储一体化”分两种业态：一种是以增量配网为基础，依据用电负荷需要接入可再生能源及储能，对内消化、对外互动；第二种是将区域内的负荷、电源与储能通过虚拟电厂技术，在电网里作为整体进行调剂响应。

目前“源网荷储一体化”在我国已有初步实践，如上海电网在黄浦、世博、张江和上海经研院办公区建成4个“源网荷储一体化”运行示范项目，聚合需求侧响应资源参与调峰辅助服务；鄂尔多斯伊金霍洛旗蒙苏经济开发区零碳产业园通过储能技术与智能物联网技术，实现风电、光伏和氢能的互补，最终形成稳定的、经济的电能网络。

“市场机制缺失”制约积极性

但与此同时，当前“源网荷储一体化”的经济属性仍未体现。

在贾豫看来，“源网荷储一体化”当前面临的最大壁垒就是价格机制。“价格是传递投资和引导消费的最有效工具，但目前的输配电价还未能完全体现电能作为商品流经电网时的真实物理成本。目前的输配电价是同网同价，电力只要上了省级电网，无论物理距离远近都是同一个价格。”贾豫进一步解释，在这种情况下，“源网荷储”企业或园区虽然实现了就地消纳，但还要按照与其他电源、负荷一样的输配电价结算，从而影响了其经济性。

有参与“源网荷储一体化”项目评审的业内专家向记者指出，近年来通过虚拟电厂模式申报的“源网荷储一体化”项目比较多。“但因虚拟电厂没有明确的地理边界和电网公共连接点，且缺乏针对虚拟电厂的市场机制，通过虚拟电厂推进‘源网荷储’难度较大。”

“此外，目前很多社会资本希望通过投资‘源网荷储一体化’项目获得新能源指标，但在不少地方未能如愿，从而丧失投资兴趣。”上述专家指出。

为新型电力系统构建积累经验

“‘源网荷储一体化’和新型电力系统的构建有很大关系。在新型电力系统下，电网的形态结构将发生很大变化。由于新能源电力波动性较大，对电网弹性和各类电源间的互济要求都较高。未来在以新能源为主体的新型电力系统构架下，除了双高、双峰、双侧、双随机特征以外，零散化也将成为电网的典型特征。”贾豫分析。

“在‘源网荷储一体化’项目推进过程中，广域的新型电力系统面临的问题可能会在局域的‘源网荷储一体化’实践中充分显现，因此‘源网荷储一体化’的发展会为新型电力系统的构建提供经验积累。”贾豫说。

在贾豫看来，在这种情况下，各区域应大力开发分布式、集中式等项目，利用当地的资源禀赋，就地解决一部分能源消费需求，并通过特高压弥补供电不足区域的需求。

吴俊宏认为，“源网荷储一体化”的发展离不开清洁低碳发展与市场化公平开放理念的支撑，以及监管政策的不断完善。