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　　源网荷储一体化项目是指将可再生能源的采集、电力网的运行和储能系统的管理相互整合，形成一个综合性的能源系统。

　　9月，张家口明阳察北阿里巴巴数据中心源网荷储一体化项目在察北管理区举行开工仪式。项目总投资14亿元，占地52.5亩，主要建设风电装机规模200MW，新建一座升压站，安装主变、储能设备及相应配套设施。项目运营后，预计年经营收入可达✅2亿元，是张家口地区首个㊣与阿里巴巴合作的源网荷储一体化项目，同时也是河北省第一个源网荷储项目。

　　那么，源网荷储一体化项目开发过程中需要解决哪些关键问题，目前已有哪些落地案例，未来发展又面临着哪些挑战？今天的文章将对以上问题进行解答，文中还分享了15份项目开发工具，包括技术方案、计算工具、专家PPT等内容，希望能帮大家更全面地了解该产业的发展脉络与技术细节，为相关领域的朋友提供参考。

　　点对网拉专线模式：在增量配㊣电网、微电网、园区级源网荷储一体化区域外新建新能源电站，通过建设专线向网内负荷供电。

　　用户区域内建设模式：在用户或增量配电网、微电网、园区级源网荷储一体化区域内建设新能源电站，为用户供✅电。

　　首先，这种模式可以提高电网的安全稳定运行，减少因新能源发电出力波动导致的系统频率和电压波动，从而有利于电网公司的运营和维护。此外，源网荷储一体化项目需要储能系统和其他配套设施的投资，这也可能增加电网公司的投资成本。

　　P㊣PT还介绍了研究内容与实施方案，包括面向“源网荷储一体化”工业园区的运行方式与用电特征研究、工业园区能量计量技术研究、工业园区能效评价及低碳高效运行技术研究等课题，为大家理解和应用源网荷储提供参考。

　　规划步骤：包括资源调研、政策摸排、负荷预测、弹性负荷情况、设备单价设定、规划方案仿真、区域划分、分期安排、可选设备㊣安排、方案优选、分项可研和输配电网络设计等。

　　计算工具：介绍华东院自主研发的低碳能源系统规划软件，以及电科院开发的新能源消纳率生产模拟软件。

　　计算结果：可提供经济性最优、能效最优、环境排放最低三种优化目标，并展示生产模拟结果，包括本地新能源消纳率、弃电率、储能配置比例、公网受送电力峰谷差率等关键指标。

　　调峰结果说明：通过典型日电力交换值占负荷的比值和公用电网受（送）电的电力峰谷差率等指标，分析项目的调峰效果。

　　项目组织及建设：包括方案编制及申报、方案论证及评估纳规、项目核准（备案）和项目建设及并网验收等步骤。

　　这份PPT深入探讨了园区级源网荷储一体化项目的规划方法及实施路径，内容详实，结构清晰，案例丰富。

　　“源网荷储一体化项目”是以电源、电网、负荷、储能为整体规划的新型电力运行模式。期望把间歇性新能源发电在本地消纳掉，降低电网对调节能力的需求，缓解电力系统运行安全压力。

　　截止2024年3月，全国已有27个省份和自治区明确了源网荷储一体化建设项目超150项，电源总装㊣机超1亿千瓦；其中，青海省申报项目数量最多、项目总电源规模最大，项目数量达到了31个；新疆自治区已建成、并网运行的源网荷储一体化项目最多，目前已有4个。

　　已建成并网的一体化项目中，内蒙古自治✅区的乌兰察布“源网荷储一体化”综合应用示范基地项目的电源规模最大；待建项目中，甘肃省获批了全国最大源网荷储一体化项目一玉门新能源可降解材料碳中和产业园源✅网荷储一体化项目。

　　源网荷储一体化涉及到的市场主体，主要包括发✅电公司、电网公司、售电公司和储能公司等，都能在其中获得利润来源。

　　（2）火电企业：辅助服务新规出台后，火电灵活性改造积极㊣性提升，承担更多电源侧调节功能，获取辅助服务收益。

　　（3）电网企业：发挥电力市场对资源聚合优化的关键作用，通过优化配置电网调峰资源，实现新能源更大范围消纳，拉动电量增长，提高输配电收入；解决因超、重载等网架约束导致的局部消纳困难问题，降低峰✅谷㊣差，提高设备利用率，缓解电网投资。

　　（4）售电公司：通过先进的负荷分析及预测技术，制定负荷聚合互动方案及合约匹配策略，作为负荷聚合商发挥规模优势，获得代理交易分成。

　　（5）分布式储能公司：盈利来源具有多样性，包括峰谷电价差、电力市场交易、需求侧响应、容量租赁、能源管理服务源网荷储一体化图解、新能源消纳、配电增容和容量管理以及电力调频等多个方面。

　　（1）峰谷电价差，这是分布式储能项目最直接的盈利点。在电力需求低谷时，电价相对较低，储能系统大量充电；电力需✅求高峰时，电价上升，储能系统放电向电网供电或满足本地负荷需求，从而赚取电价差价。

　　（2）电力市场交易，随着电力市场的开放和电力交易机制的完善，分布式储能公司可以参与电力市场交易，通过捕捉电价波动来盈利。例如，在电价低时㊣购电并储存，在电价高时向电网售电，或者参与电力市场的竞价交易，提供调峰调频等辅助服务。

　　（3）需求侧响应，在电力需求高峰时段，电力系统可能会通过调度用电负荷来满足需求。分布式储能系统可以与电力系统进行协商，通过放电来满足用电需求，从而获得相应的经济补偿。这种盈利模式有助于缓解电力供需矛盾，提高电力系统的灵活性和稳定性。

　　（4）容量租赁，分布式储能系统还可以作为分布式能源的组成部分，向电网或其他用户提供备用容量，从而获得租赁㊣收入。这种盈利模式尤其适用于那些需要保障电力供应稳定性的用户，如数据中心、医院等。

　　（5）能源管理服务，这种服务模式有助于提升品✅牌形象。分布式储能公司还可以提供能源管理服务，通过对储能系统的优化运行和能源的高效利用，降低用户的能源成本，提高能源效率。

　　（6）新能源消纳，在新能源（如光伏、风电）快速发展的背景下，分布式储能系统可以与新能源发电设施相结合，提升新能源的消纳率。例如，在光伏发电量超出用户所需电量时，多余的㊣电能可以储存在储能系统✅中；当光伏发电量不足时，储能系统可以放电满足用户需求。这种盈利模式有助于降低用户的用电成本，提高✅新能源的利用率。

　　（7）配电增容和容量管理，对于工商业用户来说，当原有配电✅容量不足时，储能系统可以在短期用电功率大于变压器容量时继续快速充电，满足负荷电能需量要求。此外，通过储✅能系统在用电低谷时储能、在用电高峰时放电的方式，可以降低用户的尖峰功率以及最大需量，从而降低容✅量电价费用。

　　（8）电力调频，储能系统还可以参与电力调频市场，通过快速响应电网频率变化来获得调频费用。这种应用场景对储能系统的响应速度和精度要求较高，但同时也是一种重要的盈利来源。

　　虽然源网荷储一体化，有政策文件的发布和示范项目的申报非常热闹，但项目批复后的实际操作却不尽如人意，还面临不少障碍增量配电网相关文件。

　　源网荷储一体化项目做不到完全离网运行，不能完全自发自用，需要大电网给其做备用，相当于外挂一个大“充电宝”，大电网进行兜底。让大电网为源网荷储一体化项目做备用，实质是在侵占公共资源。

　　源网荷储一体化㊣项目中的绿电直供，意味着跳过大电网，由新能源发电方与用户直接交易，威胁电网的收入和垄断地位，自然遭遇竭力反对，闯关成功者不多。为了支持局域电网的持续化运营，大电网需要配套投资备用线路、变电站、储能设备等。相当于这部分的成本被非局域网部分承担，转嫁了利润。

　　电网企业作为央企，对供电安全负有责任。光伏电站的发电特性是仅在白天发电，风力发电必须在有足够风速的情况下才可以，实际发电量极大地受天气影响。一旦源网荷储-体化试点项目出现停电或者事故，人们第一反应还是大电网的问题。

　　在只考虑光伏电站和风力电站的初期建设成本和后期的运营支出，按照目前国内上游材料设备疯狂内卷的程度，投资方盈利模型是乐✅观✅的，所以很多资金都想进来分一杯羹。

　　但算上新建储能和电网的成本，匹配㊣现在的电价水平，绿电的成本优势就荡然无存甚至更高。由于政㊣策尚不完备，2022年之后，新增量装机都是只管自己发电，没地方消纳就用天量债务绑架各地投资，储能和电网成本由国电解决。

　　各级地方政府为了自己的政绩，短期内不断出各种优惠支持政策，后续与大电网的博弈暂不在考虑范畴。例如，2024年6月底，由国家能源集团乌鲁木齐光伏发电有限公司投资建设的100万千瓦装机的光伏电站，总投资40亿元，是新疆首个源网荷储一体化项目，于2023年3月获自治区发改委批复，次月取得备案。依据备案文件，该项目原计划于今年5月接入乌鲁木齐甘泉堡增量配电网项目，成为这个配电网的自有电源，实现绿电直供合盛硅业。但电网公司在3月份提出异议，时至今日，这座光伏电站何去何从仍未确定。

　　中国工业企业对居民、农业的交叉补贴一直存在，吉林省平均2度工业电背负1度居民、农业的交叉补贴。目前的源网荷储一体化试点没有明确要求试点主体承担交叉补贴，但这部分交叉补贴并不是消失了，而是均摊给了未做试点的企业。没有参与源网荷储㊣一体化项目㊣的工业用户的电费上升。

　　源网荷储一体化项目开发模式是通优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突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。通常电源（新能源）与配网、负荷端配套建设，常见的负荷端有产业园区、制氢、制氨、数据中心、充电桩、岛屿负荷等类型。

　　风光水火储多能互补项目有多种组合形式， 如建设风电和光伏发电项目的同时配套建设储能电站；利用常规火电和水电（包括抽水蓄能）的调节功能，配套㊣建设风电和光伏发电项目等等。

　　项目位于内蒙古自治区乌兰察布市四子王旗，总装机200万千瓦（其中风电170万千瓦、光伏30万千瓦），配套储能55万千瓦×2小时，是全球储能配置规模最大的单体新能源场站、全球规模最大的“源网荷储”一体化示范项目。

　　于2024年3月31日通过永久送出工程正式投运，充分发挥“源、网、储”整体联动示范㊣作用。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。该项目大规模投入使用新型电化学储能系统，大幅提升了储能系统的有效容量和寿命。

　　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，实现了对“源-网-㊣荷-储”柔性精准调控，同时具备需求响应等功能。

　　项目架构了“光、储、充、配电、升压、并网”全要素直流微电网系统，并设㊣计离网㊣运行的模式。当外网停电时，系统自动切换到离网运行模式，由储能系统保障750V直流母线重要负荷供电。

　　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%。在产能水㊣平稳定的前提下，平均减少外购电量45%以上，相应碳排强度下降也达45%以上。

　　该项目光伏规模为3MW、储能规模为2.4MWh，由美克生能源提供能源管理系统、光储设备，通过一站式投㊣建运营服务实现企业日常发电上传、用电可循、数据协同、降本获利的目的。

　　项目正式运营后，预计企业综合用电收益可提升约3%，光伏全生命周期内累计节点收益预估为1183.27万元。与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标煤约1021.11吨，减排二氧化碳3038.95吨、二氧化硫91.44吨、氮氧化物45.72吨、碳粉尘829.08吨。

　　源网荷储一体化是发展可再生能源技术的重要支撑，通过与零碳园区建设的有效结合，将有力推动能源结构的绿色转型。

　　在实施过程中，如何建设源网荷储一体化项目，选择何种商业模式，以及如何借鉴成功案例，都是值得深入探讨的问题。本文通过对这些问题进行梳理，希望可以为大家在建设相关项目时提供指导和参考。返回搜狐，查看更多