近年来，随着更大规模新能源的建设，资源富集区与资源消耗区的远距离分离矛盾越加凸显，大规模消纳一直是个焦点，如何在保证电网安全的基础上更好地消纳新能源，除了加强电网建设，储能建设之外，源网荷储一体化和多能互补技术成为行业关注的焦点。
2021年3月，国家发展改革委、国家能源局正式发布《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》，明确提出了“多能互补实施路径”“推进源网荷储一体化，提升保障能力和利用效率”“推进多能互补，提升可再生能源消纳水平”的指导思想，指明了“源网荷储一体化”和“多能互补”发展对于促进我国能源转型和经济社会发展的重要意义。
在以风光电为主的新能源项目高速发展的趋势下，为保证电力系统安全、稳定、高效运行，保障大规模新能源可以顺利、充分消纳，“源网荷储一体化”模式应运而生。
源网荷储一体化
电力系统是一个需要接近于实时维持在供需平衡状态的能量系统，在传统电力系统中，通过按照需求侧负荷的变化进行各上网发电机组的有功和无功调整，从而保持整个电力系统的安全稳定运行，该类型的电力平衡调节方式通常称为“源随荷动”。
“源网荷储一体化”其本质为构建一个新型的电力系统，将一张大电网分解成多个层级，形成以大电网为主导，区域(省)级、市(县)级、园区(居民区)级等多层级电网并存的格局。侧重于以负荷需求为中心，通过对电源侧、电网侧、负荷侧、储能侧的各项电能资源要素就地、就近、灵活调节，实现源源互补、源网协调、网荷互动、网储联同、源荷匹配的电量交互形式，充分发挥负荷侧的调节能力。
源网荷储的基本工作机理有以下三方面内涵：首先，对源、网、荷、储的特性进行分析，摸清源网荷储各个环节的当前状态和具备的能力。其次，对发电功率、负荷功率等进行预测。第三，制定源网荷储的协调优化策略，充分发挥储能“查漏补缺、削峰填谷”作用。
面临的问题
“源网荷储一体化”是建立新型电力系统的要求，这一模式将各类能源，尤其新增的诸多新能源从“单干”走向“抱团”，建立起牢固可靠的保障电力供需平衡的系统性机制。但在现阶段，在发展源网荷储，尤其是大基地式源网荷储一体化方面，还存一系列问题。
项目建设成本较高
现阶段，大基地式源网荷储一体化项目储能主要以源端配置10~20%装机比例、时长一般不少于1小时的电化学储能设备为主，压缩空气、飞轮储能、高温熔盐蓄热等大多新型储能技术仍处于示范应用或推广阶段。在今年磷酸铁锂电池价格上涨的背景下，储能系统电力市场价格机制尚未形成，前期投资评价过程中储能系统商业模式仍不明确，全生命周期收益率很难测算。
尤其是以新能源配套储能为主的“源网荷储一体化”项目，还面临光伏组件成本上涨的投资压力。以风光电项目配置10%比例、1小时的电化学储能为例，按1.8元/Wh的储能系统造价计算，将导致风光电项目单位投资直接增加近5%。且从目前来看，除了有弃风弃光地区、以储能比例作为新能源指标竞配的地区以外，电化学储能设备的投入并不能给项目带来直接收益。
市场价格机制尚未形成
目前实施的示范项目均以小型的园区(居民区)级为主，如何打通四个环节横向壁垒、如何均匀分配收益仍需探索，我国公平公正有效的价格定价和结算机制仍在持续推进建设过程中。
一是在造价明显高于其他电源的情况下，“同网同价”的输配电价对于就近消纳、输配电距离较短的大基地式源网荷储一体化项目尚不公平，从输配电价格方面就影响了其经济性。
二是在储能方面，除负荷侧储能利用峰谷电价差套利以及抽水蓄能收益外，电网侧储能、电源侧储能及负荷侧辅助调频等服务尚无有效的定价方式及商业模式，参与电网需求响应的结算机制仍未统一建立。
三是因参与电网需求响应的“虚拟电厂”没有明确的地理边界和电网分界点，在缺乏针对“虚拟电厂”的市场机制的情况下，通过需求侧管理的“虚拟电厂”推进荷侧互动调节的难度较大。
传统能源深受影响
风光电的出力存在一定的季节性和波动性，与终端负荷特性匹配度不高，新能源占比快速提高，给电网电量平衡调度能力带来新的挑战，必须要依靠其他常规电源来调节。而因煤炭、天然气等价格高企，煤电、气电企业原本就已经亏损，还再要给新能源让路，反应较为强烈。
电网对源网荷储的态度还不够积极
“源网荷储”中的关键环节“网”仍牢牢掌握在电网企业手中，当前多地电网企业对于其他投资方统一开发“源网荷储”持谨慎态度，尤其增量配网业务市场还没有充分放开。
相关技术细则以及标准仍有不健全
大基地式源网荷储一体化项目的“抱团”模式，对能源细分行业的整合度要求进一步提升，对项目的规划、审批、开发、建设、运营都提出了更高要求。面对大基地式源网荷储一体化项目巨大的发展空间，国内外在综合能源系统、多能互补、火电机组灵活性改造等方面开展了大量研究和实践，形成了一系列研究成果和实践经验，但在系统性的规划设计和调度机制上没有相应的实施细则。
另外，大基地式源网荷储一体化项目的相关实施技术标准仍有匮乏，亟需建立健全规划建设、调度运行机制去实现“源网荷储一体化”的可靠运行，然后逐步推广应用。
发展建议
大基地式新能源项目装机容量较大，现有的项目一般都以源网荷储一体化、多能互补项目等模式进行开发建设，有的还结合新能源制氢、新能源供热等。为了能更加顺利开展大基地式源网荷储一体化项目的开发和运营，我们认为应在以下几方面加强力度以促进项目实施：
规划引领、加强协调，完善体制机制建设
建议国家有关部门一要尽快组织开展规划建设新型能源体系工作，提出指导方针和实施意见，制订完善相应的国家和地方能源发展计划，从全局考虑出发，优化和产业布局，加强资源区与受电端的电力输送规划和建设，优化区域内各项目间的规划整合。
二要因地制宜，综合考虑“源网荷储一体化”多场景和典型化配置方式和运行方式，努力在各项目源端实现风光互补，根据负荷侧变化趋势，更加合理地规划设计电网侧输送容量，更加合理地规划设计电源及储能的装机配比规定，在储能方面适宜发展“哑铃式”模式，即在源端建设一部分，以调节发电出力，在荷端也要建设相应配套的储能，更好地适应需求侧负荷变化，进一步增加供电可靠性。
三要进一步完善储能调度机制，完善储能参与并网运行、辅助服务的相关规则，最大程度发挥储能系统作用。
四要建立强有力的上下协调机制，明确各有关部门、各级的协调责任制，要实事求是规范地方政府在出让资源时动辄要求数亿级的产业配套等不合理诉求，并加强对电力源网荷储一体化项目建设过程的监督和协调，对于发现的问题要及时督促有关部门解决。
先行先试、分层实施，保障示范项目成效
抓住开头几年的发展机遇期，加大示范项目开发建设力度，最好遵照“从小到大”分层实施，园区(居民区)级源网荷储一体化项目以分布式电源开发建设和就近接入消纳为切入点，是最容易实施的一类项目，是整个“源网荷储”体系综合优化的试验田。
可以针对园区(居民区)级源网荷储一体化项目在规划、审批、设计、建设、管理、运维、结算等全方面暴露的问题开展研究，并据此建立规范、标准、方案等，从而为后续上层的市(县)级、区域(省)级大基地式源网荷储一体化项目规划、构建和实施积累经验。
加大力度、重点攻关，解决系统技术困境
《“十四五”现代能源体系规划》和《“十四五”能源领域科技创新规划》中将“电力系统仿真分析及安全高效运行技术”“交直流混合配电网灵活规划运行技术”“规模化储能系统集成及优化运行技术”、“源网荷储一体化和多能互补集成设计及运行技术”“电网智能调度运行控制与智能运维技术”“多元用户友好智能供需互动技术”“智慧系统集成与综合能源服务技术”等作为当前需要攻关解决的重点技术任务，科工企业也要抓住这一时机，主动开展相关研究，争取“网”端技术和协调控制技术领域的突破，积极参与有关技术标准制定，在源网荷储一体化的技术层面也能够占得先机、获得主动。
鼓励创新、百花齐放，促进设备技术创新
坚持科技是第一生产力、创新是第一动力，深入实施创新驱动发展战略。除了系统性技术突破以外，先进的设备性技术突破也是促进大基地式源网荷储一体化快速发展的必备条件之一，尤其是新型储能技术的发展。
当前风光储项目大多都采用磷酸铁锂电池储能，但其安全性仍是技术的突破重点;液流电池也取得突破性发展，其安全性较好，但能量密度和成本方面还需要提升;百兆级压缩空气储能系统已开始示范应用，系统效率将从70%进一步提升;制氢储氢也正取得积极进展。
同时还可加强终端能效提升、能源综合利用等技术装备研制，推进科技示范工程建设，全面提升国产电工电气装备技术水平，通过智能调控，达到能源多样化、电网智能化、负荷平均化、储能安全化的目的。
本文首发于《能源》杂志2022年第12期能源产业栏目 作者：申晓刚、陈红官、姜国涛、李建、杨秀方、王海军、武曰杰)
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