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南方能源观察全文4940字，阅读大约需要分钟未经许可严禁以任何形式转载
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广东电网管理科学研究院
2025年6月，国家发展改革委等3部门
印发《关于开展零碳园区建设的通知》，提出
加强园区及周边可再生能源开发利用，支持园区与周边非化石能源发电资源匹配对接，科学配置储能等调节性资源，因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式，
或将进一步推动以新能源和用户为主体的园区级源网荷储一体化项目建设
。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》，提出
网荷储一体化是实现“双碳”目标的重要支撑，并
明确源网荷储一体化实施路径。
政策发布以来，各地陆续开展探索。
园区源网荷储一体化作为促进工业用能绿色低碳转型的有效路径，依托国家的绿电直连等政策，多省区加快探索试点。不过，在建设高比例绿电园区中，始终无法回避新能源瞬变的现实
。此外，在推进 园区源网荷储一体化示范项目的同时，各地仍面临政策执行争议、技术瓶颈、机制障碍等多重挑战，亟需系统性解决方案。
一、园区级源网荷储一体化发展现状
在国家强有力的政策支持和市场驱动下，各类源网荷储一体化示范项目不断涌现。从各地已出台的源网荷储一体化项目管理办法和实际项目申报建设看，主要聚焦园区级源网荷储一体化项目。目前，我国近70%的工业用能集中在工业园区，园区碳排放约占全国碳排放总量的30%。
2025年源网荷储一体化项目建设有明显加快之势，
正在从局部试点渐入规模化应用阶段。
据不完全统计，青海、山东、广西等8个省（区、市）立足自身资源禀赋和能源结构特点等，制定了差异化的实施细则，推动源网荷储一体化项目发展。根据各地能源局发布的数据，全国已审批源网荷储一体化项目逾600个。2025年，河南省相关项目累计审批数量极速增长至522个，成为全国少数尝试规模化应用的地区。
在全国范围内，园区源网荷储一体化项目能源自给率呈现显著地域差异，
与大电网交互程度亦不尽相同。
在新能源资源富集区，园区能源自给率较高。在产业密集地区，园区能源自给率较低，通常需要公共电网大量支持。新能源资源大发地区，例如鄂尔多斯某零碳产业园，打造源网荷储一体化，配置智能物联能碳管理平台，实现了80%能源来自于园区内风电、光伏和储能，仅20%通过绿电交易获取。产业集中但风光资源有限园区，如山东某工业园区占地面积5平方公里，园区入驻企业达200余家，其中制造业企业占比超80%，日均用电负荷达10万千瓦，分布式光伏装机容量5兆瓦，配置2兆瓦时的储能设施，搭建微电网管理系统，光伏发电就地消纳比例达85%，但仅能满足园区约12%的年度用电需求，对大电网存在显著依赖。
在实践中，各地高度新能源自给自足或绿电比例的同时，往往对园区电力供应的稳定性有所忽视。在当前大力发展新质生产力的过程中，特别是人工智能、高端制造等领域，电力供应的稳定性直接决定服务的响应速度、生产的精准度和良品率。如高端半导体纳米级工艺要求电压上下波动不超过0.5%，而对于自动化智能化程度高的工业机器运行则需要高质量电力供应才可确保机器运作同步协同。
二、园区级源网荷储一体化系统稳定分析
源网荷储一体化可有效提高新能源消纳水平，但面临源荷匹配弱等挑战。部分小规模新能源在通过协同优化源网荷储等资源后，能
实现100%利用，但在现有自然、技术经济和系统安全等边界下，大多数项目不可能实现完全消纳，
特别是在新能源规模较大或用电质量要求高的地区，源荷关系难以高度匹配，通常需要网储提供更多力量，助其提升消纳水平。
通过对园区源网荷储一体化功率稳定平衡模拟分析，将有助于准确掌握源、网、荷、储四个角色的关系和它们分别在系统稳定中所发挥的作用。这里以广东
某高新区的工业园作为模拟分析案例。
基于该工业园区涉及的海上风电、陆上风电、光伏场等机组出力和工业企业等负荷用户2024年实测小时数据，分析源荷关系并按较高综合调节能力模拟园区新能源、储能、负荷、柔性负荷及公共电网交互实时功率情况
[1]。假设：（1）储能最大容量为满足园区年最大负荷2小时电量
[2]，充/放电最大功率均等于年最大负荷；
（2）储能主要功能：一是余电存储和缺电供电的及时响应，确保优先就地消纳，二是基于电源出力波动判断充放电，一定程度上平滑出力曲线，三是保留部分容量上/下限空间缓解公共电网突然接入的变化，四是暂不考虑峰谷电价差等储能收益策略；
（3）可调节柔性负荷最大值为基本负荷的10%，且可正向和负向调节，主要目标是让负荷向出力靠近，并在一定程度上平滑负荷曲线。
依托实测数据，按月分析发电与负荷的小时数据，了解园区所涉及的新能源出力和用电功率在每个月的基本分布情况和小时级的平衡关系，掌握每日、每月及全年整体源荷匹配程度
。分析结果显示：1.园区新能源与负荷全年整体波动较大，源荷总体关系难以高度匹配。
如图1所示，新能源出力不仅月内波动幅度剧烈，季节性波动同样十分显著，或受气候等因素影响，夏季平均出力显著下降，而平均负荷有所升高，年度整体电量平衡很大程度上需依赖公共电网供给与消纳。此外，据实测数据显示，该地区一年中常会出现连续12小时以上风、光同时0出力情况，源荷长时段0匹配问题无法避免。
图1：风光发电和主要负荷月度分布图
2.园区日内电量平衡难度大，需与公共电网高频率交互。
如图2所示，模拟1月份7天的源网荷储系统电量实时关系，可发现，在源网荷储多重互动模式下，经过储能的充放电和负荷的
适度 调整可以消化一定量的源荷不平衡电量，但在储能与负荷总体可调节能力有限的条件下，园区系统电量要实现供电稳定和消纳要求，与外部电网间互动需求较大，必须与公共电网保持较高频率的动态交互。同时，如果考虑储能高频率充放电对其使用寿命的影响，储能发挥平滑电源出力波动的作用将大打折扣，从而进一步增加与电网互动的需求。
从模拟分析结果可知，园区日内/间待大电网消纳和兜底的电量差异大，交互动作频率较高，大电网必然需要大量可调节资源的支撑，提升高频的调节能力和调度能力，从而确保系统稳定可靠。
图2：源网荷储系统功率平衡实时关系图
模拟分析可知，并网是园区源网荷储一体化供电稳定可靠的必然方式。
园区的源网荷储系统稳定性高度依赖于新能源平滑出力、储能配置、控制策略、柔性负荷和源荷匹配度等关键因素，重点是系统的自我平衡能力。鉴于新能源出力的间歇性、波动性和负荷需求的随机性，以及高额的自平衡投资成本、运行成本和极端情况等综合考量，园区源网荷储一体化往往难以通过独立微网形式持续保障高品质稳定供电。尤其是在负荷质量要求较高的园区，公共电网兜底作用更加显著。
不过，如果大量的源网荷储一体化项目分散并网，将给整体电力系统安全稳定运行带来较大的挑战，主要体现在四个方面：
一是园区新能源波动和极端情况下带来的公共电网保供压力，特别是在新能源出力急剧下降或长时间无风、无光等天气时，园区突然对公共电网有大量的电力需求；二是余电上网需要挤占公共电网调峰资源，特别是在园区新能源出力和负荷特性匹配程度不足的情况下，新能源快速大量出力将对电力系统造成较大调节负担；三是与电网交互的运行效率影响并网设备经济性，实际运行过程中并网线路相对潮流较小，从而降低电力系统整体经济性；四是高频率互动需求增加电网调控难度和设备维护成本，现有常规配置暂不能适应大量园区源网荷储一体化项目参与互动的新型模式，需要快速实现技术和运营能力的升级。
三、推动源网荷储一体化需厘清的关键问题
从当前各地发布的政策和实践来看，在推动源网荷储一体化发展中仍面临调节能力、投资主体、社会公平、技术瓶颈以及效率和监管等诸多难点与堵点需协同解决：
一是规划协调不足待优化。随着新能源技术快速更迭和建设程度不断加速，使得全国提前六年完成了2030年风光总装机目标，但由于
各地新能源开发和电力系统区域建设基础及发展速度的协调关系不足，导致部分地区电力基础设施建设相对滞后，从而产生消纳不畅的问题
。二是系统调节能力不足待解决。 源网荷储一体化仅依靠自身储能、柔性负荷等难以实现系统稳定可靠，较大程度需要依赖公共电网，而为支撑更多项目的系统稳定，整个电力系统必然也需要更多的调节能力，但目前各地关于调节资源的价格机制缺失或未统一，相应成本传导不明确，使得市场参与主体不够，电力系统关键调节资源稀缺，电力系统整体客观消纳能力不足。
三是公平分摊规则仍需完善。 社会普遍认为源网荷储一体化享有就近消纳绿电的资源优势、成本优势和政策优势，可以通过直供规避交叉补贴，但随着此类的园区项目或用户增多，其他用户将被迫承担越来越多的社会责任，阶段性政策激励和长期性社会公平始终受到市场关注，后续仍需持续完善相应规则。
四是主体身份界定相关政策需衔接与统一。 目前零碳园区有关政策明确支持园区、发电、电网等各类主体参与建设，而绿电直连政策和部分地区源网荷储一体化政策仍对项目主体提出同一性要求，对于先后政策和上下政策存在衔接不充分、不统一的情况，项目建设仍面临
投资主体唯一性及主体界面争议等问题，使得
源荷储市场化建设企业、输配电线路建设企业运营界面仍模糊不清，激发市场各主体活力和引导资本有序发展的局面还未形成。同时，
当前各政策未制定相关项目的归类标准，未明确各政策执行属于强制性还是选择性，使得各类型项目存在身份定位争议
。五是源荷波动性平抑和系统平稳控制难题待化解。 新能源出力随机性与负荷时变特性叠加，导致系统净负荷波动加剧，在现有控制技术跟不上新能源建设速度情况下，只能结合长时储能、柔性改造等技术，使负荷与新能源关系尽量相互靠近。同时，新能源大规模接入压缩常规电源开机空间，系统惯量和调频支撑水平持续下降，高比例电力电子设备导致系统惯量不足，系统复杂性和不确定性急升，且容易出现小扰动大震荡，将显著影响整个电力系统安全，在现有技术下，系统稳定控制成为亟需破解的难题。
六是资源协同效率需提升。 部分源网荷储一体化项目依托智能化平台，通过气象数据融合预测和多目标优化策略，将资源协同效率大幅提升，但中小项目往往无力承担智能化平台投入，且应用不同平台标准差异大，为后续跨园区以上资源协调增加难度，不利于电力事业高质量发展和新型能源体系的构建。
七是建设运营效果需管控。
部分省份政策对源网荷储一体化项目验收明确了标准，其中，山东还强调要避免借用
建设源网荷储一体化 名义套取新能源资源，但对项目建设运行后的运行效果缺乏有力的评估和管控手段。目前尚无一套链接所有项目的系统，无法动态掌握项目持续运行情况，确保新能源高效开发与利用。
四、相关工作建议 源网荷储一体化建设将提高新能源消纳能力，降低用电成本，提升能源利用效率，但需要进一步完善有关政策和机制，兼顾社会整体利益，加强技术迭代，促进国家电力系统安全稳定高效。
政策方面，一是优化电力系统各环节规划及规则。 统筹国家能源资源开发目标和市场效率，综合衡量社会整体经济效益和电力系统物理规律，将各类离/并网项目有序纳入各地电力系统整体建设规划，促进各环节协调同步。
二是完善价格机制推动市场高质量发展。 完善调节资源价格机制，疏通备用资源或调节资源的建设成本，助力传统电源保障稳定基本盘，加快提升灵活调节能力，并促进储/蓄能、车网互动等多元主体或模式积极参与市场，共同提升电力系统整体调节能力。
综合考虑应急、功率平衡、调控等建设运行成本和公平等合理因素，逐步完善政策制定各类项目的系统运行费用明细及分摊规则，并按后续市场发展程度持续完善交叉补贴规则。
三是厘清主体权责促进市场有序。统一相关政策的实施要求及标准，明确源网荷储各环节相关主体建设规则与界面，维护市场健康秩序。
技术方面，一是加快研发提升系统控制能力。
加快储能、继电保护、负荷控制、构网技术等关键技术迭代速度，积极利用人工智能升级能源管控与调度系统等，促进电网消纳技术和新能源稳定技术共同发力、双向靠近，建成更加友好稳定的新能源和更强消纳能力的新型电力系统。
二是推动智能平台协调建设助力能源变革增效。
充分发挥枢纽平台型企业作用，协同建设能源智能管控平台，规范标准，为各大小项目提供低成本技术支持，支撑源网荷储一体化系统本地与跨区域调控，促进电力行业能源利用效率整体提升。
机制方面，一是加强项目监管确保资源有效利用。
源网荷储一体化项目纳入规划建设后须进入政府监管，促进能源高效有序开发利用，提升国家整体电力系统安全水平和涉网安全能力。可在政府主导下适时构建各项目全链接的能源智能管控平台，建起省市园三级源网荷储一体化系统，实现全链条数据可观、可测、可控。
二是加大电力增值服务力度促进公共事业高质量发展。
相关企业 基于电力数据、技术、服务基础与经验，依托能源智能管控平台，积极为园区提供电力急救、抢修、潮流计算、谐波分析、能效优化等服务，提高地区整体供电可靠性，建好社会公益事业。
注释：[1] 不同地区的源网荷储一体化涉及的风光资源不同，不同园区风光资源配比亦不同，本文模拟分析仅基于广东某沿江地区作为案例。
[2]政策要求通常至少为装机10%，2小时，根据调研部分实际项目会依据负荷最大值2小时选择储能配置，本文为分析就地消纳效果，尝试选择较大储能容量。
编辑 黄燕华审核 姜黎
