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去年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》，提出“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”两个一体化建设，储能对提高电力系统建设运行效益的支撑作用得到重视，各地将在此基础上，在发电侧和用户侧可分类开展两个一体化项目建设，具备条件的“两个一体化”项目优先纳入国家电力发展规划。
近日所印发的《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》相较前“两个一体化”指导意见（征求意见稿）有所变化。一方面在“30,60”目标下，“一体化”综合利用于能源转型和经济社会发展的地位更加突出，储能配置既是必须但也要适度。
政策提出优先利用清洁能源资源、充分发挥常规电站调节性能、适度配置储能设施、调动需求侧灵活响应积极性，有利于加快能源转型，促进能源领域与生态环境协调可持续发展。
政策明确了源网荷储一体化实施路径，拟通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，一体化方向与原“两个一体化”文件基本一致。
“风光水火储一体化”调整为“多能互补发展”，拟利用存量常规电源合理配置储能，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水(储)一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火(储)一体化”。“适度、科学、合理”的思路贯穿其中。储能的规模化发展必然得益于能源变革，但仍需系统规划设计以支持产业健康可持续发展。
“一体化”综合利用还要兼顾商业化发展逻辑，想要全面实现综合成本最优（并非绝对最低），还要体现能源高效、低碳、绿色发展的社会效益。未来，将通过完善市场化电价机制，调动市场主体积极性，引导电源侧、电网侧、负荷侧和独立储能等主动作为、合理布局、优化运行，实现科学健康发展。国家能源局派出机构负责牵头建立所在区域的源网荷储一体化和多能互补项目协调运营和利益共享机制，进一步深化电力辅助服务市场、中长期交易等市场化机制建设，充分挖掘常规电源、储能、用户负荷等各方调节能力，提升可再生能源消纳水平。
从项目管理角度来看，整体还要同步实现项目运行调节和管理规范的一体化。源网荷储一体化和多能互补项目中的新能源发电项目应落实国家可再生能源发电项目管理政策，在国家和地方可再生能源规划实施方案中统筹安排。项目规划先行，鼓励具备条件的地区统一组织推进相关项目建设。
未来，具备接受电网调度并为电力系统提供服务的储能系统，无论是在发电侧、电网侧和用户侧部署，还是以联合或独立的形式运营，都将成为“一体化”综合能源项目中不可或缺的一环。
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