源网荷储一体化作为新型电力系统的核心架构，正加速从政策蓝图迈向实践落地。这一创新模式打破了传统电力系统“发-输-变-配-用”的单向运行逻辑，通过电源、电网、负荷、储能四大要素的深度协同与互动，构建起能源高效利用的闭环体系。然而，在各地项目批复数量持续增长的繁荣表象下，实际落地进度却呈现出显著的区域分化与发展不均衡态势。
（来源：北极星电力网 作者：欣言）
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内涵与盈利模式：构建高效能源生态
在传统电网系统调控模式中，“源随荷动”占据主导地位，即电源需根据负荷变化动态调整发电量。但随着风电、光伏等新能源在电力系统中占比不断攀升，其发电的间歇性、波动性特点与传统模式的适配性矛盾日益凸显。源网荷储一体化模式应运而生，借助智能化技术、协同调控机制与系统优化手段，将电源、电网、负荷和储能有机整合，打造出高效互动、灵活可控的新型能源生态系统。
从实施路径来看，源网荷储一体化呈现出区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级三个层次的具体模式。区域（省）级层面，重点依托广袤的地域空间与丰富的能源资源，构建大规模的能源调配与协同体系；市（县）级层面，聚焦地方电力需求与资源特色，强化区域内电力供应的稳定性与可靠性；园区（居民区）级层面，则凭借灵活的空间布局与多样化的能源需求，实现能源的就近消纳与高效利用。
在盈利模式上，源网荷储一体化涉及的多元主体均有各自的获利途径。发电公司通过参与电力市场化交易，提高发电设备利用率，增加发电收入，特别是清洁能源发电企业，能够有效减少弃电现象，显著提升经济效益；电网公司凭借输电、配电以及电力调度等基础服务，结合大数据与人工智能技术，拓展增值服务领域；售电公司通过聚合用户负荷参与电力市场交易，获取收益分成，并为用户提供负荷管理、能源效率提升等增值服务；储能公司则可利用峰谷电价差进行套利，为电力系统提供调频、调峰等辅助服务，还能通过租赁储能容量获取收益，此外，与其他主体合作推动储能技术发展，也能创造新的盈利增长点。
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项目批复与落地：繁荣背后的区域分化
国家层面高度重视源网荷储一体化发展。2021年，国家发展改革委、国家能源局发布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（发改能源规〔2021〕280号），明确提出在工业负荷集中、新能源资源富集区域，推动分布式电源开发建设与就近接入消纳，并结合增量配电网，开展源网荷储一体化绿色供电园区建设。在国家政策的引领下，各省市区积极响应，纷纷出台配套政策措施，全力推动源网荷储一体化发展进程。
据北极星电力网不完全统计，截至2024年底，全国已批复源网荷储一体化项目超450个，电源总装机规模超1亿千瓦，覆盖30个省（自治区、直辖市）。从区域分布来看，青海、新疆、内蒙古、甘肃等新能源资源富集地区成为项目布局的重点区域，而浙江、江苏、河南等经济发达省份也积极参与其中，形成了“西部基地化、东部园区化”的显著布局特征。
以河南省为例，其在源网荷储一体化实践中成绩斐然。截至2025年6月，河南省已发布十批源网荷储一体化项目试点，共计478个项目纳入实施范围，总装机规模达7.24GW。这些项目广泛分布于工业领域（351个，占比73.4%）、增量配电网（31个，占比6.5%）、农村地区（63个，占比13.2%）及其他领域（33个，占比6.9%）。从电源类型看，风电装机4.33GW（占比59.8%），光伏装机2.91GW（占比40.2%），清洁能源主导特征十分突出。
尽管项目批复数量庞大，但实际落地率却相对较低。据北极星电力网不完全统计，截至2025年上半年，全国37个源网荷储一体化项目已投入运营，主要分布在新疆、山东、青海、内蒙古等地区。另有29个源网荷储一体化项目开工，主要分布在青海、河南、广西等地区。
其中，一些代表性项目已取得显著成效，为行业发展提供了可借鉴的范本。这些项目因地制宜，通过技术创新与模式探索，切实解决了能源领域的关键问题。
三峡乌兰察布新一代电网友好绿色电站示范项目，是全球规模最大的“源网荷储”一体化示范项目。通过风光储一体化建设、运行，自主研发和应用智慧联合集控中心，创新性开展电网友好“网-源”协调关键机制，有效提升了地区清洁能源消纳水平。
福建厦门ABB工业中心绿色微电网项目，采用“自发自用，余电上网”模式，将光储充、暖通空调、气象预报、生产管理等系统接入ABB智慧能源管理平台。实施后，园区实现50%电力的清洁能源替代，可提供高达20%容量的负荷需求侧响应。通过合同能源管理中约定的光伏发电折扣优惠及智慧能源管理平台能效优化，ABB的用电成本整体下降约22.98%。
河北平山营里-白洋淀-西柏坡三级源网协同能力提升工程，以源网荷储及电网末端微电网协同建设运行为思路，结合新能源发电企业配套储能优化布局调整，分别在10千伏、35千伏、110千伏电网开展三级示范工程，投产后可提升新能源场站涉网性能以及对大电网支撑能力，解决新能源富集区域电力送出和消纳问题，延缓电网投资，实现全社会成本最大程度优化。
03
深层矛盾与破局路径：从政策驱动到市场主导
当前，源网荷储一体化项目在迎来发展机遇的同时，也面临着政策适配性与市场机制的双重严峻考验。中国能源研究会配售电专委会专家吴俊宏指出，四大核心矛盾严重制约着源网荷储一体化项目的推进。其一，余电倒送政策争议突出。现行政策中“原则上不占调峰资源”被机械解读为“零倒送红线”，导致项目出现高弃电率或超额配置储能的不合理现象，建设方案严重扭曲；其二，项目主体身份模糊不清。政策未对一体化项目进行明确界定，使得部分项目在并网过程中遭遇阻碍，一体化项目无法同步开展增量配电业务，类似问题曾致使多能互补等示范项目失败；其三，投资主体唯一性存在争议。关于电源、配网、负荷等投资主体是否必须统一，各方观点不一，不同区域的政策解读存在矛盾，反映出政策理解的偏差；其四，成本分摊机制不明确。一体化项目应遵循公平担责原则，但公平标准模糊，交叉补贴问题成为项目落地的主要障碍。
尽管面临诸多困境，但破局之策已逐渐明晰。2024年，国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，明确了微电网型一体化项目的市场主体地位，为项目发展注入强大动力。与此同时，山东等省份率先出台一体化政策细则，突破政策瓶颈，允许项目通过市场化交易实现余电消纳，为项目发展开辟新路径。
未来，推动源网荷储一体化项目发展需多管齐下。吴俊宏建议，一方面，要全力推动政策落地实施，建立基于市场交易的项目电力交互机制。对于大型项目，应回归增量配电改革框架，赋予其开展增量配电业务的权利；小型项目可依托“智能微电网”身份认定，但需警惕执行过程中的潜在风险。另一方面，解决投资主体争议问题，需把握合规性标准的底层逻辑，只要满足供电营业许可条件即可合法供电，混合所有制项目可探索“配电公司+能源服务商”的合作模式。在成本分摊方面，建议依据工商业用户电价组成，明确项目缴费标准，这既有利于项目决策与风险控制，也有助于维护社会公平。
结语
源网荷储一体化的发展历程，折射出我国能源转型的复杂性与艰巨性。从乌兰察布的草原示范项目到厦门园区的智慧微网实践，已落地项目充分证明了技术层面的可行性；而从电网利益博弈到成本分摊困局，现实挑战也清晰揭示了体制机制的深层障碍。要破解这些难题，必须摆脱对政策的过度依赖，以市场主导为方向、技术创新为驱动、利益重构为保障，构建源网荷储各主体共赢的全新生态。唯有如此，才能将“双碳”目标下的能源变革蓝图，切实转化为推动我国绿色发展的强大动能。
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