增量配电网在源网荷储一体化中具有天然优势，可解决“双低”——低电价、低碳的诉求。在“双碳”目标背景下，利用增量配电网建设的新能源专线可确保绿电计量的明确可追溯性，满足碳足迹要求。此外，增量配电网的负荷聚合管理和虚拟电厂功能在电网系统中具有明确的物理价值，使其成为实现源网荷储一体化的理想模式。
5月30日，由北极星电力网、天津泰达电力有限公司共同主办的2024年首届源网荷储一体化高质量发展研讨会在天津举行。中国能源研究会配售电专委会专家吴俊宏就源网荷储一体化项目的开发投资难点及市场化机制进行了解析。
1．为什么要推行“源网荷储一体化”
为什么要推行“源网荷储一体化”？吴俊宏给出答案：之所以要大力推动源网荷储一体化，主要是为了更好地发展新能源，这不仅与国家的双碳战略和国际战略紧密相连，也是时代发展的必然趋势。
在新能源的发展过程中，我们面临的最大挑战是经济问题，而非安全问题。事实上，经济问题不仅对电力系统的发展有着重要影响，还会波及到整个社会经济的发展。在当前新能源装机规模不断扩大的背景下，如果想要进一步发展，却没有充分考虑到与用户的互动以及新能源的就地利用，那么电力系统的成本将会大幅上升。基于此，推行源网荷储一体化就显得尤为必要。通过就近建设新能源并实现就近消纳，让用户享受低电价的清洁电力成本，同时也能让这种模式支撑电力系统更经济、更安全发展。
“源网荷储一体化”这一概念，是国家发改委、国家能源局于2021年联合印发的《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》中首次提出，但其实质性的探索和类似业态如多能互补、能源互联网和增量配电网等，早在2014年就已开始。
吴俊宏提出，经过近几年的实践探索，一些地区已摸索出适合本地发展的源网荷储一体化的模式。内蒙古、广西、山东、山西、河南等地均出台了源网荷储项目的实施细则，也体现了不同的模式。
目前主要有四种模式：一是微电网模式，即源网荷储一体化的典型模式；二是基于增量配电模式；三是基于虚拟电厂模式；四是基于用户一体化模式。
源网荷储一体化最好是以增量配电网的模式去推进。吴俊宏表示，增量配电网在源网荷储一体化项目中具有天然优势，可解决“双低”——低电价、低碳的诉求。首先，它为源网荷储一体化项目提供了必要的负荷支撑，解决了新能源指标获取的关键问题。国家层面多次明确允许增量配电网就近接入新能源，提供了法理上的基础。同时，只有拥有增量配电业务供电许可证的企业，在提供供电服务时才具有法律合规性。在双碳目标背景下，利用增量配电网建设的新能源专线可确保绿电计量的明确可追溯性，满足碳足迹要求。此外，增量配电网的负荷聚合管理和虚拟电厂功能在电网系统中具有明确的物理价值，使其成为实现源网荷储一体化的理想模式。
2．源网荷储一体化开发难点
据相关资料显示，我国源网荷储一体化项目的申报数量已经超过了国家的规划预期，全国30个省区市超600个项目参与第一批源网荷储一体化项目申报。截止今年3月，全国已有27个省区市明确了超过150项源网荷储一体化建设项目的推进计划。然而，随着源网荷储一体化模式的深入探索与实践，项目开发投资过程中所面临的难点和挑战也逐渐浮现。
吴俊宏认为，项目开发投资面临的主要难点涉及申报/立项机制、招商引资与负荷发展、合法运营模式、并网和调度机制以及电网结算机制等方面。具体表现为：一是申报/立项机制不明确且繁琐，缺乏明确指导，审批程序复杂，决策时间长；二是招商引资与负荷发展之间存在挑战，需匹配相应负荷以实现经济性和可持续性；三是合法运营模式缺乏与争议，尚未形成统一认识和标准；四是并网和调度机制存在协调问题，电网公司可能设置诸多障碍；五是电网结算机制存在争议，涉及费用问题可能引发分歧。
3．源网荷储一体化市场机制
吴俊宏提出，推动源网荷储一体化项目的健康发展，构建合理的市场机制至关重要。
一是明确主体身份，保障市场参与度。一体化项目要参与市场，需有明确的主体身份，可借鉴现有政策对于主体身份的定位，增量配电网的供电主体身份及虚拟电厂的身份对项目运作具有重要意义。
二是实现买卖自由，激发市场活力。当前买电不成问题，但卖电存在诸多限制，应逐步放宽卖电限制，实现电力交易自由化，同时通过市场机制解决系统安全、电力供需平衡等问题，而非简单行政干预。
三是加强内部协商，实现价格平衡。项目业主应通过长期或短期协议与各方充分沟通，达成价格共识，同时重视用户需求管理，以提高经济效益和满足用户需求。
四是积极参与统一市场，提升竞争力。一体化项目应积极参与统一市场，包括电能量市场和辅助服务市场，通过参与市场竞争获取更多发展机会，提升自身竞争力。
最后，吴俊宏总结道，源网荷储一体化是能源转型的重要方向，相信通过不断地实践和探索，以及各方的共同努力，定能持续推动源网荷储一体化的发展，使其在保障能源安全、促进经济发展、实现双碳目标等方面发挥更大的作用。
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