增量配電網在源網荷儲一體化中具有天然優勢，可解決“雙低”——低電價、低碳的訴求。在“雙碳”目標背景下，利用增量配電網建設的新能源專線可確保綠電計量的明確可追溯性，滿足碳足跡要求。此外，增量配電網的負荷聚合管理和虛擬電廠功能在電網系統中具有明確的物理價值，使其成為實現源網荷儲一體化的理想模式。
5月30日，由北極星電力網、天津泰達電力有限公司共同主辦的2024年首屆源網荷儲一體化高質量發展研討會在天津舉行。中國能源研究會配售電專委會專家吳俊宏就源網荷儲一體化項目的開發投資難點及市場化機制進行了解析。
1．為什么要推行“源網荷儲一體化”
為什么要推行“源網荷儲一體化”？吳俊宏給出答案：之所以要大力推動源網荷儲一體化，主要是為了更好地發展新能源，這不僅與國家的雙碳戰略和國際戰略緊密相連，也是時代發展的必然趨勢。
在新能源的發展過程中，我們面臨的最大挑戰是經濟問題，而非安全問題。事實上，經濟問題不僅對電力系統的發展有著重要影響，還會波及到整個社會經濟的發展。在當前新能源裝機規模不斷擴大的背景下，如果想要進一步發展，卻沒有充分考慮到與用戶的互動以及新能源的就地利用，那么電力系統的成本將會大幅上升。基于此，推行源網荷儲一體化就顯得尤為必要。通過就近建設新能源并實現就近消納，讓用戶享受低電價的清潔電力成本，同時也能讓這種模式支撐電力系統更經濟、更安全發展。
“源網荷儲一體化”這一概念，是國家發改委、國家能源局于2021年聯合印發的《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》中首次提出，但其實質性的探索和類似業態如多能互補、能源互聯網和增量配電網等，早在2014年就已開始。
吳俊宏提出，經過近幾年的實踐探索，一些地區已摸索出適合本地發展的源網荷儲一體化的模式。內蒙古、廣西、山東、山西、河南等地均出臺了源網荷儲項目的實施細則，也體現了不同的模式。
目前主要有四種模式：一是微電網模式，即源網荷儲一體化的典型模式；二是基于增量配電模式；三是基于虛擬電廠模式；四是基于用戶一體化模式。
源網荷儲一體化最好是以增量配電網的模式去推進。吳俊宏表示，增量配電網在源網荷儲一體化項目中具有天然優勢，可解決“雙低”——低電價、低碳的訴求。首先，它為源網荷儲一體化項目提供了必要的負荷支撐，解決了新能源指標獲取的關鍵問題。國家層面多次明確允許增量配電網就近接入新能源，提供了法理上的基礎。同時，只有擁有增量配電業務供電許可證的企業，在提供供電服務時才具有法律合規性。在雙碳目標背景下，利用增量配電網建設的新能源專線可確保綠電計量的明確可追溯性，滿足碳足跡要求。此外，增量配電網的負荷聚合管理和虛擬電廠功能在電網系統中具有明確的物理價值，使其成為實現源網荷儲一體化的理想模式。
2．源網荷儲一體化開發難點
據相關資料顯示，我國源網荷儲一體化項目的申報數量已經超過了國家的規劃預期，全國30個省區市超600個項目參與第一批源網荷儲一體化項目申報。截止今年3月，全國已有27個省區市明確了超過150項源網荷儲一體化建設項目的推進計劃。然而，隨著源網荷儲一體化模式的深入探索與實踐，項目開發投資過程中所面臨的難點和挑戰也逐漸浮現。
吳俊宏認為，項目開發投資面臨的主要難點涉及申報/立項機制、招商引資與負荷發展、合法運營模式、并網和調度機制以及電網結算機制等方面。具體表現為：一是申報/立項機制不明確且繁瑣，缺乏明確指導，審批程序復雜，決策時間長；二是招商引資與負荷發展之間存在挑戰，需匹配相應負荷以實現經濟性和可持續性；三是合法運營模式缺乏與爭議，尚未形成統一認識和標準；四是并網和調度機制存在協調問題，電網公司可能設置諸多障礙；五是電網結算機制存在爭議，涉及費用問題可能引發分歧。
3．源網荷儲一體化市場機制
吳俊宏提出，推動源網荷儲一體化項目的健康發展，構建合理的市場機制至關重要。
一是明確主體身份，保障市場參與度。一體化項目要參與市場，需有明確的主體身份，可借鑒現有政策對于主體身份的定位，增量配電網的供電主體身份及虛擬電廠的身份對項目運作具有重要意義。
二是實現買賣自由，激發市場活力。當前買電不成問題，但賣電存在諸多限制，應逐步放寬賣電限制，實現電力交易自由化，同時通過市場機制解決系統安全、電力供需平衡等問題，而非簡單行政干預。
三是加強內部協商，實現價格平衡。項目業主應通過長期或短期協議與各方充分溝通，達成價格共識，同時重視用戶需求管理，以提高經濟效益和滿足用戶需求。
四是積極參與統一市場，提升競爭力。一體化項目應積極參與統一市場，包括電能量市場和輔助服務市場，通過參與市場競爭獲取更多發展機會，提升自身競爭力。
最后，吳俊宏總結道，源網荷儲一體化是能源轉型的重要方向，相信通過不斷地實踐和探索，以及各方的共同努力，定能持續推動源網荷儲一體化的發展，使其在保障能源安全、促進經濟發展、實現雙碳目標等方面發揮更大的作用。
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