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。
其次，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，涉及气价、上网电价、热冷价等，相互协同配比度较高，而现行各种能源价格政策衔接不顺，影响项目正常运营。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/方，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，陕西省气电现行上网电价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，进而影响多能互补集成优化项目示范作用。
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。
第三，电力调度及交易机制不完善。
《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。
第四，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。
第五，“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。
政策建议
第一，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，防止以借建设多能互补系统名义，加大电力供大于求矛盾。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。
