中国储能网讯：进一步完善国家政策性支持，逐步理顺体制机制性障碍，充分发挥能源电力企业建设主体性作用，必将使多能互补集成优化系统为我国能源现代化转型及建设能源强国作出应有的贡献。

能源是支撑国民经济发展的基础，在建设社会主义现代化强国的伟大进程中，加快建成现代能源强国是先决条件。当前，我国能源生产和消费革命深入推进，正从以化石能源为主体的传统能源体系向清洁低碳、安全高效的现代能源体系转型。如何尽快实现能源体系的现代化转型，必然要从安全性、经济性、可持续性、清洁低碳四个维度进行考量，更要与我国能源资源禀赋和人民日益增长的美好生活需要相适应。

为提高我国能源系统效率，增加有效供给，满足合理需求，带动有效投资，国家发改委、国家能源局在2016年7月出台《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》（简称意见）。根据《意见》的部署，国家能源局于2017年1月发布了《首批多能互补集成优化示范工程的通知》（简称《通知》），公布了首批“十三五”期间23个多能互补集成优化示范工程项目。自此，在国家政策及政府部门的强力推动下，多能互补集成优化国家级示范工程建设拉开了大幕。

在国家政策的指引和鼓励下，2017年业内掀起了建设多能互补示范工程项目的热潮，尤其是大量民营资本纷纷涌入，为多能互补注入了更多的活力。在首批入选的23个国家级示范项目中，由新奥、协鑫等知名民营新能源企业投资建设的就有10个。不久，国家发改委、国家能源局于2017年5月又公布了28个新能源微电网示范项目名单。新能源微电网实质上是多能互补集成优化系统的升级版，它把其中的化石能源部分去掉，即由风、光、生物质及储能设施组成局域能源生产、供应和消费集成系统。

多能互补打破了单一的能源供应模式，为用户提供综合能源服务，从而提升能源系统的综合利用效率，缓解能源供需矛盾，同时获得较好的环境效益的用能方式，是未来能源发展的大势所趋。大力发展多能互补集成优化系统，既是深入推进我国能源生产和消费革命的题中之义，也是破解我国能源电力发展中弃风弃光弃水等现实难题的有效手段之一。

多能互补是推动我国能源转型的重要支点

加快能源转型，建设现代能源体系，是世界各国共同面临的任务。从全球看，德国是全球能源转型的先行者与可再生能源发展的领跑者。据有关统计报告显示，2015年，德国可再生能源发电在总用电量中的比例已达32.5%，其中风电占44%，光伏占20%，生物质能占26%，传统的水电仅占10%。2015年德国风光装机占比超过40%，而弃风弃光比率仅为1%，其能源转型已取得阶段性成果。前不久，在清华大学举办的德国能源转型的专题报告会上，德国前能源署署长史蒂芬˙科勒先生提出，提高能效、大力发展可再生能源以及更有效地发挥现有化石能源的桥梁作用是实现能源转型的三大支柱。他认为，德国自2000年提出“能源转型”以来，大力发展分布式可再生能源和完善能源网络建设，为德国能源转型奠定了坚实的基础。

它山之石，可以攻玉。在发展分布式可再生能源的过程中，一种能源综合开发和利用的高效方式——多能互补逐步引起了我国政府、行业和企业的重视。多能互补是按照不同资源条件和用能对象，采取多种能源互相补充，以缓解能源供需矛盾，合理保护和高效利用能源资源，同时获得较好的环境效益的用能方式。其包含了多种能源形式，构成丰富的供能结构体系，且多种能源之间互相补充和梯级利用，是构建现代综合能源体系的重要支点之一。

我国能源资源中心和负荷中心呈逆向分布，能源电力生产的不平衡不充分，导致了我国能源电力生产与消费依然存在效率不高、应对气候变化及环境保护压力渐增以及弃光弃风弃水现象频发等诸多矛盾。如何应对能源电力系统面临的多重挑战，中电联行环部副主任、资深电力专家薛静曾撰文指出，应大力推动多种能源协同、清洁发展，集中与分布式能源并举，供应与消费集成，公共电网与终端微电网、局域电网相互支持，发电与用户需求双向响应，共同构建一个现代能源电力系统。这也应该是“十三五”能源电力发展的首要任务，各级政府及相关职能部门要协同一致，并引导好社会企业各界去实施落地。

当前，正在建设中的国家多能互补集成优化示范工程项目分为两大类。一类是终端一体化集成供能系统，主要有天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式实现多能互补和协同供应。目前，我国能源的终端消费主要包括冷、热、电、汽这四种能源产品。在工业园区、经济开发区，以及新型城市里，如果把这些能源需求统筹考虑、协同利用，必将大大提高能源利用的效率。按照《意见》要求，到2020年，全国新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到50%左右，既有产业园区实施能源综合梯级改造的比例达到30%左右。据不完全统计，我国现有国家级、省级和县市级各类开发区和产业园区分别是200、1300、15000多个，存量巨大，这些区域又都是当地的用能聚集中心和用电负荷中心，将成为未来用能用电的主要增长点。据同济大学课题组对广州一个冷热电多能互补工业园的研究分析，经过互动削减后的负荷均满足削峰指标要求，同时达到了总调度费用最小化的目标。经计算，该工业园区基于多能互补的多方互动机制和优化调度方法使互动总成本降低了15%，也就是说提高了15%的能效。若全国各类开发区和产业园区全部改造成多能互补集成优化系统，据此推算，其所产生的节能效益、经济效益以及环境效益是非常可观的。

另一类是风光水火储多能互补系统，利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势，推进风光水火储多能互补系统建设运行。这类项目建在风光资源富集的“三北”地区和水电资源富集的西南地区，在这些集中式能源外送基地中，实施风光水火储多能互补系统，调整风电和光伏的波动性，为系统提供相对稳定可靠的电源，促进可再生能源的外送消纳，从而减少弃风弃光现象。按照《意见》要求，到2020年，国家级示范工程弃风率控制在5%以内，弃光率控制在3%。

《通知》公布近一年后，本刊记者通过现场调研及电话采访的方式，了解到多能互补国家级示范项目中建设进度快的已经全部建成正等待接受验收，进度最慢的也已经工程过半。这些工程的示范效应和带动效应已远远超出其自身的功效，多能互补集成优化系统作为综合能源服务的提供商，开创我国能源电力系统的一种全新的新业态，必将有力推动我国能源电力转型升级。

提高经济性是实现商业化运营的关键

基于多能互补，系统能量的连续性大大提高，对于储能装置的要求也大大降低，容易实现。在国家发改委、国家能源局出台《意见》之前，业内早就开始了对多能互补项目的建设和探索。最典型的有国家电网公司于2011年12月开始投运的“张北国家风光储输示范工程”，前后两期工程共计有500兆瓦的风力发电装机、100兆瓦的光伏发电装机和50兆瓦的化学储能装置，年均可以向电网提供约12.5亿千瓦时优质、可靠、稳定的绿色电能。作为示范工程，虽然成功并网投入商业运行，但其收益与投入比是远远不能匹配的。其建设的主要目的在于探索技术的可行性和科技成果的创新，该项目也不负所望于2016年12月获得了第四届中国工业大奖。

记者在调研采访过程中了解到，即使入选了国家首批示范工程的多能互补项目，所有业主单位几乎都是抱着一种明知亏本也得把项目做好的心态。大家直言，在目前情况下，企业是不计成本地来做这个项目，在申报时就没有考虑项目的经济性。企业之所以要这么做，都不想在未来的市场竞争中失去这块市场，而是以此为平台把企业打造成综合能源服务商乃至未来城市用能的管理者。作为一家有理想有抱负的能源企业，谁都不希望失去市场先机。

我们的初衷并不是这样的。多能互补从集成来看，打破了单一供应，提供了一种综合能源服务，本质上应该是最为经济合理的。但是从产业的角度来看，如果不能获取合理的经济回报，肯定是不可能成长起来的。因此，多能互补的经济性应该成为示范项目的重要考量指标之一，却恰恰被业主单位不约而同地舍弃掉。

在这种背景下，我们可以预测，前期的多能互补示范项目如果不作及时调整，有可能都建成一个个“高大上”的精品工程，这个过程中也许能收获许多科技创新成果，但很可能全部成为亏本买卖。企业不是没有意识到这一点，已经投运或即将投运的多能互补工程就已经遭遇了种种难题，尤其是体制机制上的障碍，这些是企业自身解决不了的。问题的关键还不在这里，而是企业明明遭遇了困境和难题，却都不愿说出来，担心得罪相关的政府职能部门或其他利益相关方。

据记者调研采访了解，终端一体化集成供能示范工程在建设运营过程中，因为体制机制的不畅，必将陷入运营成本高而经营收入低的双重困境。以天然气热电冷三联供多能互补项目为例，其一是由于气与电之间没有融合，目前在城市燃气购销模式的体制下，分布式天然气发电的燃料气气价要比油气自身管网输送模式下的气价高出许多，大大抬高了分布式天然气发电的度电成本。其二是由于电价机制的不完善，目前还没有分布式能源的输配电价以及储能的峰谷电价和容量电价，使得余电上网并不能获得与品质相匹配的经营收益。其三是多能互补集成优化示范项目仍然被征收备用容量费和各种国家基金，而风电、光伏作为国家政策大力支持发展的清洁能源，这方面的费用是减免的。天然气分布式发电和储能虽然没有减碳，但是对于调整能源结构、提高整个能源系统能效的意义非常大。而位于集中式外送能源基地的风光水火储多能互补系统，由于还没有形成健全完善的全国电力市场，加之省间壁垒森严，电力区外消纳依旧困难重重，也严重影响了项目经济效益的发挥。其四，储能设施是多能互补集成优化系统的重要组成部分，在目前储能科技创新没有取得革命性突破之前，就现有较为先进的化学储能、压缩空气储能或者氢储能技术，其储能的度电成本还是远高于上网电价，这也大大制约了多能互补项目的经济性。

虽然《意见》中明确规定:“针对终端一体化集成供能示范工程，在能源价格市场化机制形成前，按照市场化改革方向，推行有利于提高系统效率的电价、热价、气价等新的价格形成机制。实施峰谷价格、季节价格、可中断价格、高可靠性价格、两部制价格等科学价格制度，推广落实气、电价格联动等价格机制，引导电力、天然气用户主动参与需求侧管理。具体价格政策及水平由国家及地方价格主管部门按权限确定。”有的省市也先后制定出台了地方性的《微电网管理办法》和《分布式能源管理办法》，但与多能互补相关的具体配套价格机制都还没有出台。

业内人士在接受本刊记者采访时认为，国家发改委和国家能源局出台《意见》,为支持鼓励多能互补项目的发展做了很好的顶层设计。但是，由于《意见》中的条文都是原则性的指导措施，通篇没有具体量化的指标，缺乏对地方政府的刚性约束，所以《意见》要真正落地还有很长的距离。

政策落地与多方协同是发展之要

在国家政策引导下，正在紧张建设中的首批23个国家级多能互补集成优化示范工程，为缓解我国能源供需矛盾，促进生态环境良性循环跨出了新的一步。对于能源电力企业来说，发展多能互补集成优化工程，加快布局由单一能源进入到多种能源有机整合、集成互补的能源体系，成为企业提升品质、不断创新的又一风向标。

针对当前多能互补集成优化示范工程的经济性挑战，业内人士一致呼吁，迫切需要在《意见》的基础上，进一步健全完善国家政策性支持，加快理顺体制机制上的障碍。多能互补突出的特点是多种能源之间相互补充和梯级利用，融合构成丰富的供能结构体系。但是，我国目前实施的是油、电、气、冷、热等能源产品分类管理体制，只有进一步加快油气体制改革和电力体制改革，真正建立起统一协调开放的市场体系，才能真正使多能互补达到“1+1>2”的效果。当前迫切需要理顺的是将城市燃气购销模式改革为“管输模式”，只有这样才能使分布式天然气发电的成本控制在经济合理的区域。在电价机制方面，应尽快出台单独的分布式能源输配电价以及储能峰谷电价和容量电价，这关系到多能互补集成优化系统余电上网能否真正获得合理的经济收益。

对各级地方政府来说，更应积极主动按照《意见》的精神，制定出台适合当地的支持性政策，并配套便于操作的量化指标体系，如示范工程项目的配套资金支持额度、政府基金减免幅度等。对此，中国电力规划总院副总工程师陈铮强调：“多能互补是一种新业态，但毕竟是‘新’，这个过程中，尤其是刚刚起步的时候，要形成合力，政府主管部门要心往一处想，对新业态要鼓励尝试。尤其要建立配套的价格机制，引导社会资本踊跃参与，有利于提高能源系统的效率和水平。”

回到项目本身，多能互补集成优化示范工程是由各能源电力企业建设运营，单个项目的经济性指标与各能源电力企业自身的经营管理水平息息相关。这就要求企业要不断加强管理创新和技术创新，向管理要效益。多能源协同，为用户提供综合能源服务，这本身就是一种优质产品，按照市场优质优价的原则，这就决定了多能互补集成优化项目适宜选址在对能源产品品质要求高并能承受较高价格的经济开发区、工业园区以及商业、医疗等聚集的城镇区域，切不可复制风电、光伏产业发展初期那种跑马圈地、遍地开花的方式，否则最终受损的只会是项目自身和产业自身的健康发展。此外，多能协同也切不可追求大而全，一是要因地制宜，当地有什么能源就做什么能源；二是要按需定制，用户需要什么才去做什么，实现供需双向响应。

此外，推进多能互补集成优化系统健康发展，还必须加强产业协同、上下游贯通，提升全产业链的经济性。华北电力大学能源互联网中心主任曾鸣教授指出，多能互补是“源-网-荷-储”协同互动，迫切需要打破各能源子系统之间明显存在的体制壁垒、技术壁垒和市场壁垒，加强油气、电、网、用户之间的互动融合，尤其要做好油气电、电源电网之间的协调规划，优化运行，协同管理，在满足系统内多元化用能需求的同时，有效提升项目自身的经济效益。

总之，既快又好地推进多能互补集成优化示范工程建设，使其发挥出最大的功效，是国家能源电力行业企业乃至全社会的共同使命，更是当前能源电力领域贯彻落实党的十九大精神关于建设现代化经济体系、加快生态文明体制改革和建设美丽中国的切实行动。当前，进一步完善国家政策性支持，逐步理顺体制机制性障碍，充分发挥能源电力企业建设主体性作用，必将使多能互补集成优化系统为我国能源现代化转型及建设能源强国作出应有的贡献。