根據(jù)國家發(fā)改委、國家能源局《關(guān)于推進多能互補集成優(yōu)化示范工程建設(shè)的實施意見》（發(fā)改能源〔2016〕1430號，以下簡稱《實施意見》），為推動多能互補集成優(yōu)化示范工程建設(shè)，提高西北區(qū)域能源供需協(xié)調(diào)能力，促進能源清潔生產(chǎn)和高效利用，西北能源監(jiān)管局開展了陜寧青三省（區(qū)）多能互補集成優(yōu)化示范工程調(diào)研工作。
根據(jù)國家發(fā)改委、國家能源局《關(guān)于推進多能互補集成優(yōu)化示范工程建設(shè)的實施意見》（發(fā)改能源〔2016〕1430號，以下簡稱《實施意見》），為推動多能互補集成優(yōu)化示范工程建設(shè)，提高西北區(qū)域能源供需協(xié)調(diào)能力，促進能源清潔生產(chǎn)和高效利用，西北能源監(jiān)管局開展了陜寧青三省（區(qū)）多能互補集成優(yōu)化示范工程調(diào)研工作。
主要技術(shù)路線
多能互補集成優(yōu)化工程是按照不同資源條件和用能對象，采取多能源品種互相補充，生產(chǎn)過程優(yōu)化，運行智能，技術(shù)、運營體現(xiàn)創(chuàng)新，合理保護自然資源，促進生態(tài)環(huán)境良性循環(huán)的系統(tǒng)工程。目前國內(nèi)主要有以下兩種模式：
終端一體化集成供能系統(tǒng)——
終端一體化集成供能系統(tǒng)主要指面向終端用戶電、熱、冷、氣等多種用能需求，因地制宜、統(tǒng)籌開發(fā)、互補利用傳統(tǒng)能源和新能源建設(shè)的一體化集成供能基礎(chǔ)設(shè)施，通常采取天然氣熱電冷三聯(lián)供、分布式可再生能源和能源智能微網(wǎng)等方式，實現(xiàn)多能協(xié)同供應(yīng)和能源綜合梯級利用。
風光水火儲多能互補系統(tǒng)——
風光水火儲多能互補系統(tǒng)主要利用大型綜合能源基地風能、太陽能、水能、煤炭、天然氣等資源組合優(yōu)勢，充分發(fā)揮流域梯級水電站、具有靈活調(diào)節(jié)性能的火電機組的調(diào)峰能力，開展風光水火儲多能互補系統(tǒng)一體化運行，提高電力輸出功率的穩(wěn)定性，提升電力系統(tǒng)消納風電、光伏發(fā)電等間歇性可再生能源的能力和綜合效益。
發(fā)展現(xiàn)狀
截至7月底，陜寧青三省（區(qū)）已建成多能互補集成優(yōu)化項目2項，在建1項，另有43個項目處于擬建或具備示范建設(shè)條件階段。已建成及在建項目情況及預(yù)期效果如下：
寧夏嘉澤新能源智能微電網(wǎng)項目（已投運）
寧夏嘉澤新能源智能微電網(wǎng)示范項目于2016年2月并網(wǎng)運行，是西北首個已投運的能源智能微網(wǎng)項目。該項目總投資約4500萬元，由0.2萬千瓦智能風機、315千瓦多晶硅光伏、30千瓦多晶硅雙軸跟蹤光伏、30千瓦高透聚光光伏，65千瓦微型燃氣輪機、125千瓦×5小時釩液流儲能系統(tǒng)、100千瓦×20秒超級電容儲能系統(tǒng)以及工業(yè)園區(qū)負荷組成，總裝機容量0.244萬千瓦（儲能系統(tǒng)容量未計入），預(yù)計年發(fā)電量643.5萬千瓦時。該項目采用了國內(nèi)領(lǐng)先的智能微網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)控保護裝置、孤島微燃機和儲能聯(lián)合控制系統(tǒng)，可實現(xiàn)經(jīng)濟性、環(huán)保型、可靠性、高效性、多樣性、友好型并網(wǎng)，實現(xiàn)谷電峰用、削峰填谷，并提高電網(wǎng)末端、負荷側(cè)的供電可靠性和電能質(zhì)量。
青海龍羊峽水光互補項目（已投運）
青海龍羊峽水光互補項目是目前國內(nèi)規(guī)模最大的水光互補項目。項目依托原有龍羊峽水電站128萬千瓦機組，投資84.7億元建設(shè)85萬千瓦光伏電站與龍羊峽水電站匯集上網(wǎng)，既可發(fā)揮水力發(fā)電的快速調(diào)節(jié)能力，補充光伏電站的有功出力，提高光伏電能質(zhì)量，又可通過優(yōu)先安排光伏發(fā)電輔以水力發(fā)電，提高項目整體經(jīng)濟效益。
西安國家民用航天產(chǎn)業(yè)基地分布式能源項目（在建）
西安國家民用航天產(chǎn)業(yè)基地分布式能源項目是西北首個開工建設(shè)的天然氣熱電冷三聯(lián)供項目。該項目總投資約6.88億元，建設(shè)規(guī)模為2套輕型燃機（2×3.26萬千瓦）、2臺雙壓余熱鍋爐（2×45.7噸/小時）、2臺蒸汽輪機聯(lián)合循環(huán)機組（2×1.05萬千瓦），總?cè)萘?萬千瓦，同時建設(shè)2臺2.9萬千瓦燃氣熱水鍋爐作為站內(nèi)補充熱源，年用氣量1.1億方，年發(fā)電量3.87億千瓦時。項目建成后主要滿足約10平方公里（約700萬平方米建筑）的采暖、制冷、電力等能源需求，每年將節(jié)約標煤21.51萬噸、減排C0217.28萬噸、減排SO21300噸、減排NO2700-1300噸。
上述三個項目是多能互補集成優(yōu)化與智慧能源產(chǎn)業(yè)的創(chuàng)新實踐，優(yōu)勢已初顯：一是優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)，提高能源系統(tǒng)效率，增加有效供給，高效滿足用能需求，有效帶動能源投資；二是創(chuàng)新產(chǎn)業(yè)模式，引領(lǐng)技術(shù)進步，促進產(chǎn)業(yè)升級，降低運行成本；三是促進節(jié)能減排，帶動環(huán)境保護生態(tài)產(chǎn)業(yè)發(fā)展。
存在的問題
目前已建和在建、擬建的項目，預(yù)期都具有良好的環(huán)保、高效和經(jīng)濟性，但在項目規(guī)劃、建設(shè)，及投產(chǎn)運營過程中仍存在一些問題，具體表現(xiàn)在以下幾個方面：
首先，“多能互補系統(tǒng)”定義及項目核準權(quán)限需進一步明確。
由于“多能互補系統(tǒng)”的定義及具體形式尚不明確，出現(xiàn)了新能源企業(yè)簡單整合所轄風電場和光伏電站，以多能互補項目的名義爭取優(yōu)惠政策，以及風電、光伏發(fā)電企業(yè)以構(gòu)建多能互補系統(tǒng)的名義申請建設(shè)新的光伏發(fā)電、風電項目的情況。與此同時，多能互補項目作為新生事物，核準權(quán)限及流程尚不明確，影響了項目審批進度。
其次，配套價格政策不健全，綜合電價核定尚無依據(jù)。
1.多種能源價格政策銜接不順，項目經(jīng)濟目標難以實現(xiàn)。
天然氣冷熱電聯(lián)供項目，涉及氣價、上網(wǎng)電價、熱冷價等，相互協(xié)同配比度較高，而現(xiàn)行各種能源價格政策銜接不順，影響項目正常運營。以西安國家民用航天產(chǎn)業(yè)基地分布式能源項目為例，西安市天然氣集中采暖政府核定氣價為2.14元/方，與項目可研預(yù)定價格持平；根據(jù)國家的天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價政策，陜西省氣電現(xiàn)行上網(wǎng)電價0.6846元/千瓦時，較項目可研預(yù)定上網(wǎng)電價0.729元/千瓦時低0.0444元/千瓦時；項目可研預(yù)定熱能結(jié)算價與目前市政集中供熱結(jié)算價基本持平。由于上網(wǎng)電價與預(yù)定電價的差異，該項目自建成投運即處于保本狀態(tài)，經(jīng)濟目標難以實現(xiàn)，進而影響多能互補集成優(yōu)化項目示范作用。
2.相關(guān)電價政策暫不明確，綜合價格核定暫無依據(jù)。
國家對天然氣微燃機、儲能及多能互補綜合項目尚未出臺電價政策，導致企業(yè)在微燃機發(fā)電、儲能設(shè)備以及能源互補技術(shù)上的投入無法獲得經(jīng)濟收益。
3.可再生能源補貼申報周期長，補貼資金撥付不及時。
多能互補項目多包含風力發(fā)電、光伏發(fā)電等可再生能源發(fā)電類型，需列入可再生能源電價附加資金補助目錄，方可獲得可再生能源電價補貼。目前補助目錄的申報周期不固定、間隔時間較長，補貼發(fā)放延遲的情況也時有發(fā)生。2013年8月至2015年2月并網(wǎng)的可再生能源發(fā)電項目于今年6月啟動申報程序，目前尚未獲得批復；2015年3月之后并網(wǎng)項目的申報期未定；已進入補助目錄的可再生能源項目，補貼資金撥付通常滯后3-6個月。
第三，電力調(diào)度及交易機制不完善。
《實施意見》提出“開展風光水火儲多能互補系統(tǒng)一體化運行，提高電力輸出功率的穩(wěn)定性”，但由于配套的電力調(diào)度、市場交易和價格機制尚未建立，“一體化運行”在實際運行中難以實現(xiàn)。以青海龍羊峽水光互補項目為例，由于龍羊峽水電站是西北電網(wǎng)重要調(diào)峰調(diào)頻電站，其調(diào)度運行關(guān)系到西北電網(wǎng)的安全穩(wěn)定、電能質(zhì)量及新能源消納，目前該項目涉及的龍羊峽水電站及光伏電站均由西北網(wǎng)調(diào)直接調(diào)管，分別調(diào)度運行，難以實現(xiàn)一體化運行的要求。
第四，終端一體化集成供能項目接入電網(wǎng)標準有待進一步完善。
目前終端一體化集成供能項目尚未出臺接入電網(wǎng)的設(shè)計標準、技術(shù)導則及驗收規(guī)范，造成接入系統(tǒng)配置要求不明確，驗收缺乏依據(jù)，影響了項目的并網(wǎng)速度，并為并網(wǎng)后的安全運行留下隱患。
第五，“可再生能源發(fā)電項目信息管理系統(tǒng)”暫未設(shè)立多能互補項目填報入口
目前“可再生能源發(fā)電項目信息管理系統(tǒng)”暫無多能互補項目填報入口，分別填報風電和光伏發(fā)電項目時，因項目名稱及項目代碼重復無法同時錄入，極大地影響了項目的規(guī)范管理及補貼申報。
政策建議
第一，加大政策扶持力度，確保已出臺政策的有效落實。
明確多能互補項目的具體形式及審批權(quán)限，提高審批速度及透明度，同時確保總規(guī)模不突破國家能源規(guī)劃的各省（區(qū)）火電及新能源發(fā)電容量總量指標額度，防止以借建設(shè)多能互補系統(tǒng)名義，加大電力供大于求矛盾。將多能互補集成優(yōu)化示范項目納入國家及省級規(guī)劃，可優(yōu)先使用各省（區(qū)）火電裝機容量、可再生能源發(fā)展規(guī)模及補貼等總量指標。風光水火儲多能互補示范項目就地消納后的富余電量，可優(yōu)先參與跨省區(qū)電力輸送消納。推動各省結(jié)合實際制定推進多能互補技術(shù)發(fā)展應(yīng)用的配套政策，鼓勵采取政府和社會資本合作模式（PPP）建設(shè)多能互補集成優(yōu)化示范工程。
第二，完善能源價格形成機制，體現(xiàn)多能互補集成優(yōu)化項目的技術(shù)優(yōu)勢和綜合效益。
一是針對多能互補天然氣冷熱電聯(lián)供項目，建議由氣源企業(yè)、中游管輸、配氣企業(yè)分別給予價格優(yōu)惠，以合理氣價供項目生產(chǎn)使用，保證項目順利運營，體現(xiàn)示范效應(yīng)；以協(xié)同配比為原則，理順氣電（采暖）氣價、上網(wǎng)電價、熱冷價政策關(guān)系，突破天然氣特許經(jīng)營權(quán)限制，逐步實現(xiàn)天然氣大用戶與供氣企業(yè)間協(xié)商定價，氣電聯(lián)動、氣暖聯(lián)動等市場定價機制；二是建議盡快研究并出臺天然氣微燃機發(fā)電、儲能及多能互補項目綜合電價形成機制，確定相應(yīng)的具體電價政策；三是建議每年定期申報、公布可再生能源電價附加補助目錄；加快可再生能源補貼資金審核，及時撥付補貼資金。
第三，建立配套電力調(diào)度及市場交易機制，提高風光水火儲多能互補系統(tǒng)運行水平。
積極開展流域梯級水電站及電源支撐點火電機組調(diào)度運行方式研究，實現(xiàn)多能互補系統(tǒng)電力輸出功率穩(wěn)定與承擔大電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻任務(wù)的統(tǒng)籌兼顧。建立配套電力調(diào)度及市場交易機制，實現(xiàn)更大范圍內(nèi)的風光水火儲等多種能源互補運行，提升大電網(wǎng)消納風電、光伏發(fā)電的能力和綜合效益。探索大型風光水火儲多能互補系統(tǒng)一體化運行方式，有效提高項目整體電力輸出功率的穩(wěn)定性。
第四，完善標準體系，規(guī)范多能互補技術(shù)發(fā)展及電（氣）網(wǎng)接入等行為。
推進多能互補集成優(yōu)化技術(shù)相關(guān)標準的制、修訂，明確多能互補系統(tǒng)的定義、范圍及技術(shù)要求，梳理現(xiàn)有的擬建示范工程項目庫，規(guī)范多能互補項目建設(shè)。盡快出臺多能互補項目電（氣）網(wǎng)接入、并網(wǎng)運行等技術(shù)標準和規(guī)范，推動電網(wǎng)、氣網(wǎng)企業(yè)為多能互補項目提供便捷、及時、無障礙接入和應(yīng)急備用服務(wù)，實施公平、公正、公開調(diào)度。
第五，加強對多能互補集成優(yōu)化示范工程規(guī)劃及重大項目執(zhí)行情況的監(jiān)管。
加強對國家相關(guān)支持政策在地方落實情況的監(jiān)管，推動地方相關(guān)價格財稅扶持政策的出臺。對多能互補集成優(yōu)化示范工程規(guī)劃的編制和實施、項目核準開展動態(tài)監(jiān)管，推動示范工程的高效實施。對示范工程項目建設(shè)、并網(wǎng)和調(diào)度運行、價格結(jié)算、補貼發(fā)放開展全過程監(jiān)管，推動多能互補行業(yè)的可持續(xù)發(fā)展。
第六，在“可再生能源發(fā)電項目信息管理系統(tǒng)”設(shè)立多能互補項目板塊，方便項目信息錄入、項目管理及電價附加補貼申報。
