源網荷儲一體化作為新型電力系統的核心架構，正加速從政策藍圖邁向實踐落地。這一創新模式打破了傳統電力系統“發-輸-變-配-用”的單向運行邏輯，通過電源、電網、負荷、儲能四大要素的深度協同與互動，構建起能源高效利用的閉環體系。然而，在各地項目批復數量持續增長的繁榮表象下，實際落地進度卻呈現出顯著的區域分化與發展不均衡態勢。
1．內涵與盈利模式：構建高效能源生態
在傳統電網系統調控模式中，“源隨荷動”占據主導地位，即電源需根據負荷變化動態調整發電量。但隨著風電、光伏等新能源在電力系統中占比不斷攀升，其發電的間歇性、波動性特點與傳統模式的適配性矛盾日益凸顯。源網荷儲一體化模式應運而生，借助智能化技術、協同調控機制與系統優化手段，將電源、電網、負荷和儲能有機整合，打造出高效互動、靈活可控的新型能源生態系統。
從實施路徑來看，源網荷儲一體化呈現出區域（省）級、市（縣）級、園區（居民區）級三個層次的具體模式。區域（省）級層面，重點依托廣袤的地域空間與豐富的能源資源，構建大規模的能源調配與協同體系；市（縣）級層面，聚焦地方電力需求與資源特色，強化區域內電力供應的穩定性與可靠性；園區（居民區）級層面，則憑借靈活的空間布局與多樣化的能源需求，實現能源的就近消納與高效利用。
在盈利模式上，源網荷儲一體化涉及的多元主體均有各自的獲利途徑。發電公司通過參與電力市場化交易，提高發電設備利用率，增加發電收入，特別是清潔能源發電企業，能夠有效減少棄電現象，顯著提升經濟效益；電網公司憑借輸電、配電以及電力調度等基礎服務，結合大數據與人工智能技術，拓展增值服務領域；售電公司通過聚合用戶負荷參與電力市場交易，獲取收益分成，并為用戶提供負荷管理、能源效率提升等增值服務；儲能公司則可利用峰谷電價差進行套利，為電力系統提供調頻、調峰等輔助服務，還能通過租賃儲能容量獲取收益，此外，與其他主體合作推動儲能技術發展，也能創造新的盈利增長點。
2．項目批復與落地：繁榮背后的區域分化
國家層面高度重視源網荷儲一體化發展。2021年，國家發展改革委、國家能源局發布關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見（發改能源規〔2021〕280號），明確提出在工業負荷集中、新能源資源富集區域，推動分布式電源開發建設與就近接入消納，并結合增量配電網，開展源網荷儲一體化綠色供電園區建設。在國家政策的引領下，各省市區積極響應，紛紛出臺配套政策措施，全力推動源網荷儲一體化發展進程。
據北極星電力網不完全統計，截至2024年底，全國已批復源網荷儲一體化項目超450個，電源總裝機規模超1億千瓦，覆蓋30個省（自治區、直轄市）。從區域分布來看，青海、新疆、內蒙古、甘肅等新能源資源富集地區成為項目布局的重點區域，而浙江、江蘇、河南等經濟發達省份也積極參與其中，形成了“西部基地化、東部園區化”的顯著布局特征。
以河南省為例，其在源網荷儲一體化實踐中成績斐然。截至2025年6月，河南省已發布十批源網荷儲一體化項目試點，共計478個項目納入實施范圍，總裝機規模達7.24GW。這些項目廣泛分布于工業領域（351個，占比73.4%）、增量配電網（31個，占比6.5%）、農村地區（63個，占比13.2%）及其他領域（33個，占比6.9%）。從電源類型看，風電裝機4.33GW（占比59.8%），光伏裝機2.91GW（占比40.2%），清潔能源主導特征十分突出。
盡管項目批復數量龐大，但實際落地率卻相對較低。據北極星電力網不完全統計，截至2025年上半年，全國37個源網荷儲一體化項目已投入運營，主要分布在新疆、山東、青海、內蒙古等地區。另有29個源網荷儲一體化項目開工，主要分布在青海、河南、廣西等地區。
其中，一些代表性項目已取得顯著成效，為行業發展提供了可借鑒的范本。這些項目因地制宜，通過技術創新與模式探索，切實解決了能源領域的關鍵問題。
三峽烏蘭察布新一代電網友好綠色電站示范項目，是全球規模最大的“源網荷儲”一體化示范項目。通過風光儲一體化建設、運行，自主研發和應用智慧聯合集控中心，創新性開展電網友好“網-源”協調關鍵機制，有效提升了地區清潔能源消納水平。
福建廈門ABB工業中心綠色微電網項目，采用“自發自用，余電上網”模式，將光儲充、暖通空調、氣象預報、生產管理等系統接入ABB智慧能源管理平臺。實施后，園區實現50%電力的清潔能源替代，可提供高達20%容量的負荷需求側響應。通過合同能源管理中約定的光伏發電折扣優惠及智慧能源管理平臺能效優化，ABB的用電成本整體下降約22.98%。
河北平山營里-白洋淀-西柏坡三級源網協同能力提升工程，以源網荷儲及電網末端微電網協同建設運行為思路，結合新能源發電企業配套儲能優化布局調整，分別在10千伏、35千伏、110千伏電網開展三級示范工程，投產后可提升新能源場站涉網性能以及對大電網支撐能力，解決新能源富集區域電力送出和消納問題，延緩電網投資，實現全社會成本最大程度優化。
3．深層矛盾與破局路徑：從政策驅動到市場主導
當前，源網荷儲一體化項目在迎來發展機遇的同時，也面臨著政策適配性與市場機制的雙重嚴峻考驗。中國能源研究會配售電專委會專家吳俊宏指出，四大核心矛盾嚴重制約著源網荷儲一體化項目的推進。其一，余電倒送政策爭議突出。現行政策中“原則上不占調峰資源”被機械解讀為“零倒送紅線”，導致項目出現高棄電率或超額配置儲能的不合理現象，建設方案嚴重扭曲；其二，項目主體身份模糊不清。政策未對一體化項目進行明確界定，使得部分項目在并網過程中遭遇阻礙，一體化項目無法同步開展增量配電業務，類似問題曾致使多能互補等示范項目失敗；其三，投資主體唯一性存在爭議。關于電源、配網、負荷等投資主體是否必須統一，各方觀點不一，不同區域的政策解讀存在矛盾，反映出政策理解的偏差；其四，成本分攤機制不明確。一體化項目應遵循公平擔責原則，但公平標準模糊，交叉補貼問題成為項目落地的主要障礙。
盡管面臨諸多困境，但破局之策已逐漸明晰。2024年，國家能源局發布《關于支持電力領域新型經營主體創新發展的指導意見》，明確了微電網型一體化項目的市場主體地位，為項目發展注入強大動力。與此同時，山東等省份率先出臺一體化政策細則，突破政策瓶頸，允許項目通過市場化交易實現余電消納，為項目發展開辟新路徑。
未來，推動源網荷儲一體化項目發展需多管齊下。吳俊宏建議，一方面，要全力推動政策落地實施，建立基于市場交易的項目電力交互機制。對于大型項目，應回歸增量配電改革框架，賦予其開展增量配電業務的權利；小型項目可依托“智能微電網”身份認定，但需警惕執行過程中的潛在風險。另一方面，解決投資主體爭議問題，需把握合規性標準的底層邏輯，只要滿足供電營業許可條件即可合法供電，混合所有制項目可探索“配電公司+能源服務商”的合作模式。在成本分攤方面，建議依據工商業用戶電價組成，明確項目繳費標準，這既有利于項目決策與風險控制，也有助于維護社會公平。
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