三、存在的问题

  　

　　目前已经建成和在建、拟建的项目，预期都具有良好的环保性、高效性和经济性，但在项目规划、建设，及投产运营过程中仍存在一些问题，具体表现在以下几个方面：

  　

　　（一）“多能互补系统”定义及项目核准权限需进一步明确

  　

　　由于“多能互补系统”的定义及具体形式尚不明确，出现了新能源企业简单整合所辖风电场和光伏电站，以多能互补项目的名义争取优惠政策，以及风电、光伏发电企业以构建多能互补系统的名义申请建设新的光伏发电、风电项目的情况。与此同时，多能互补项目作为新生事物，核准权限及流程尚不明确，影响了项目审批进度。

  　

　　（二）配套价格政策不健全，综合电价核定尚无依据

  　

　　1.多种能源价格政策衔接不顺，项目经济目标难以实现

  　

　　天然气冷热电联供项目，涉及天然气价格，上网电价，供热、冷价格等，相互协同配比度较高，而现行的各种能源价格政策衔接不顺，影响了项目的正常运营。以西安国家民用航天产业基地分布式能源项目为例，西安市天然气集中采暖政府核定气价为2.14元/立方米，与项目可研预定价格持平；根据国家的天然气发电上网电价政策，陕西省天然气发电现行上网电价0.6846元/千瓦时，较项目可研预定上网电价0.729元/千瓦时低0.0444元/千瓦时；项目可研预定热能结算价与目前市政集中供热结算价基本持平。由于上网电价与预定电价的差异，该项目自建成投运即处于保本状态，经济目标难以实现，影响了多能互补集成优化项目的示范作用。

  　

　　2.相关电价政策暂不明确，综合价格核定暂无依据

  　

　　国家对天然气微燃机、储能及多能互补综合项目尚未出台电价政策，导致企业在微燃机发电、储能设备以及能源互补技术上的投入无法获得经济收益。

  　

　　3.可再生能源补贴申报周期长，补贴资金拨付不及时

  　

　　多能互补项目多包含风力发电、光伏发电等可再生能源发电类型，需列入可再生能源电价附加资金补助目录，方可获得可再生能源电价补贴。目前补助目录的申报周期不固定、间隔时间较长，补贴发放延迟的情况也时有发生。2013年8月至2015年2月并网的可再生能源发电项目于今年6月启动申报程序，目前尚未获得批复；2015年3月之后并网项目的申报期未定；已进入补助目录的可再生能源项目，补贴资金拨付通常滞后3-6个月。

  　

　　（三）电力调度机制及交易机制不完善

  　

　　《实施意见》提出“开展风光水火储多能互补系统一体化运行，提高电力输出功率的稳定性”，但由于配套的电力调度、市场交易和价格机制尚未建立，“一体化运行”在实际运行中难以实现。以青海龙羊峡水光互补项目为例，由于龙羊峡水电站是西北电网重要调峰调频电站，其调度运行关系到西北电网的安全稳定、电能质量及新能源消纳，目前该项目涉及的龙羊峡水电站及光伏电站均由西北网调直接调管，分别调度运行，难以实现一体化运行的要求。

  　

　　（四）终端一体化集成供能项目接入电网标准有待进一步完善

  　

　　目前终端一体化集成供能项目尚未出台接入电网的设计标准、技术导则及验收规范，造成接入系统配置要求不明确，验收缺乏依据，影响了项目的并网速度，并为并网后的安全运行留下隐患。

  　

　　（五）“可再生能源发电项目信息管理系统”暂未设立多能互补项目填报入口

  　

　　目前“可再生能源发电项目信息管理系统”暂无多能互补项目填报入口，分别填报风电和光伏发电项目时，因项目名称及项目代码重复无法同时录入，极大地影响了项目的规范管理及补贴申报。

  　

　　四、政策建议

  　

　　（一）加大政策扶持力度，确保已出台政策的有效落实

  　

　　明确多能互补项目的具体形式及审批权限，提高审批速度及透明度，同时确保总规模不突破国家能源规划的各省（区）火电及新能源发电容量总量指标额度，防止借建设多能互补系统的名义，加大电力供大于求的矛盾。将多能互补集成优化示范项目纳入国家及省级规划，可优先使用各省（区）火电装机容量、可再生能源发展规模及补贴等总量指标。风光水火储多能互补示范项目就地消纳后的富余电量，可优先参与跨省区电力输送消纳。推动各省结合实际制定推进多能互补技术发展应用的配套政策，鼓励采取政府和社会资本合作模式（PPP）建设多能互补集成优化示范工程。

  　

　　（二）完善能源价格形成机制，体现多能互补集成优化项目的技术优势和综合效益

  　

　　一是针对多能互补天然气冷热电联供项目，建议由气源企业、中游管输、配气企业分别给予价格优惠，以合理的用气价格供项目生产使用，保证项目顺利运营，体现示范效应；以协同配比为原则，理顺天然气发电（采暖）用气价格、上网电价、热冷价政策间关系，突破天然气特许经营权限制，逐步实现天然气大用户与供气企业间协商定价，气电联动、气暖联动等的市场定价机制。

  　

　　二是建议尽快研究并出台天然气微燃机发电、储能及多能互补项目综合电价形成机制，确定相应的具体电价政策。

  　

　　三是建议每年定期申报、公布可再生能源电价附加补助目录；加快可再生能源补贴资金审核，及时拨付补贴资金。

  　

　　（三）建立配套电力调度及市场交易机制，提高风光水火储多能互补系统运行水平

  　

　　积极开展流域梯级水电站及电源支撑点火电机组调度运行方式研究，实现多能互补系统电力输出功率稳定与承担大电网调峰调频任务的统筹兼顾。建立配套电力调度及市场交易机制，实现更大范围内的风光水火储等多种能源互补运行，提升大电网消纳风电、光伏发电的能力和综合效益。探索大型风光水火储多能互补系统一体化运行方式，有效提高项目整体电力输出功率的稳定性。

  　

　　（四）完善标准体系，规范多能互补技术发展及电（气）网接入等行为

  　

　　推进多能互补集成优化技术相关标准的制、修订，明确多能互补系统的定义、范围及技术要求，梳理现有的拟建示范工程项目库，规范多能互补项目建设。尽快出台多能互补项目电（气）网接入、并网运行等技术标准和规范，推动电网、气网企业为多能互补项目提供便捷、及时、无障碍接入和应急备用服务，实施公平、公正、公开调度。

  　

　　（五）加强对多能互补集成优化示范工程规划及重大项目执行情况的监管

  　

　　加强对国家相关支持政策在地方落实情况的监管，推动地方相关价格财税扶持政策的出台。对多能互补集成优化示范工程规划的编制和实施、项目核准开展动态监管，推动示范工程的高效实施。对示范工程项目建设、并网和调度运行、价格结算、补贴发放开展全过程监管，推动多能互补行业的可持续发展。

  　

　　（六）在“可再生能源发电项目信息管理系统”设立多能互补项目板块，方便项目信息录入、项目管理及电价附加补贴申报。

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