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宁夏：10月30日，由大唐中卫新能源有限公司投资的、中卫云基地数据中心绿电供应500MW源网荷储光伏项目公布EPC中标候选人，计划年底并网。青海：11月1日，由中电投新农创科技有限公司投资的、隆发共和100万千瓦源网荷储项目光伏部分公布EPC中标候选人，计划一年后并网。以“荷”定“源”、依托“储”形成“构网型”的微电网！
这种模式，在发电侧、用户侧，都已经悄然兴起，也将成为破解当下光伏行业困局、未来的主要发展方向！
当前，无论是地面电站，还是分布式光伏项目，都面两大难题：
1、电网消纳/接入受限
依托大电网开展的集中式光伏电站，面临更高的弃电率；分布式光伏项目，则面临低压承载力受限，无法接入。
2、参与市场化交易后的电价不确定风险
从国内外经验来看，由于光伏出力的同时率高，随着光伏装机在某一地区的渗透率的增长，电价“鸭子曲线”会越来越明显，即中午时间为谷段电价，且时间越来越常、价格越来越低。
如果光伏产业仍按原有模式发展，上述两个问题会越来越严重，让整个行业走入死胡同，新增装机市场也可能走向拐点。
而解决上述问题最有效的方法，就是“源网荷储”的发展思路！
源（新能源电源）——网（自建配电网、送出线路）——荷（自带负荷）——储（自带调峰资源），形成由大电网支撑的小规模局域微网，半离网但不脱网的状态，将成为新能源发展的重要方向。
2022年6月，全球最大的“源网荷储”一体化示范项目一期工程——乌兰察布新一代电网友好绿色电站示范项目正式投运。
据不完全统计，全国已经累计下发超过180GW的源网荷储项目！
1、消纳压力最大的西部，最早开始集中式“源网荷储”项目
早在2022年7月，内蒙古能源局就发布《源网荷储一体化项目实施细则（2022年版）》。要求企业，保证新增负荷与新能源项目同步建成投产。
提前制定处置预案，若新增负荷减产或停运后，及时引进新的负荷，否则自行承担弃电风险。
承诺自我消纳自主调峰，在储能等调峰能力降低或停运后，应及时新建调峰措施，确保不低于申报水平。
全网电力供电紧张时，承担电力供应保障责任。
储能配置比例原则上不低于新能源规模的15%（4小时），若新增负荷具备调节能力，可适当优化储能方案，新能源综合利用率不低于90%。随后，批复350.5万千瓦项目，涉及光伏161万千瓦、风电119.5万千瓦，储能81.8万千瓦。如下表所示。
2022年3月4日，新疆自治区发改委下发《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版），给出了7种获得新能源项目指标的路径，以及每种路径可获得的规模算法，明确给出：新能源项目规模，可以按新增负荷1.5倍配置，同时配置一定比例、2小时储能。
仅2022年6、7月，新疆就各地有超过7GW“源网荷储”项目开工！包括：国能新疆“源网荷储” 一体化100万千瓦光伏发电项目、新疆瑞宝乾源电力有限公司100万千瓦源网荷储一体化项目等。（详见《新疆：光伏投资热潮再现！》）2022年9月，甘肃省发改委印发《关于开展“十四五”首批电力源网荷储一体化项目试点的通知》，共包含3个项目，其中风电55万千瓦，光伏35万千瓦，储能18万千瓦/36万千瓦时，如下表所示。2023年6月，山西省能源局公示源网荷储一体化试点项目评估结果，优选出相对成熟的项目9个，共规划风电44.29万千瓦、光伏45.67万千瓦，负荷94.7万千瓦，同时配套新型储能15.35万千瓦。![]()
2023年9月，广西发改委发布源网荷储一体化试点项目评估结果。公示名单共涉及七个项目，合计规模：风电8.76GW，光伏2GW，储能1.975GW/5.75GWh。项目原则上一体化项目风光新能源储能配置应不低于总装机容量的15%、时长2小时，并能满足削减一体化项目 5%高峰用电负荷的要求。一体化项目综合储能设施及可调节、可中断负荷等配套调节能力应不低于整体用电侧负荷的 20%、时长2 小时。![]()
近两年兴起的“光伏制氢（氨醇）”项目，应该就是最典型的“源网荷储”项目。“制氢”所需的能源就是一个又大、有稳定的用电负荷，为光伏解决了消纳的问题；而低廉的光伏电力，实现了制造出来的事“绿氢”，且成本低廉。三峡集团：内蒙古准格尔旗纳日松光伏制氢产业示范项目投产。项目安装15套1000Nm3/h(标方每小时)的碱水制氢装备，年产氢气约1万吨；中石化：旗下新疆库车绿氢示范项目顺利产氢，制氢规模达到每年2万吨。国家能源集团：国华投资宁东可再生氢碳减排示范项目50万千瓦光伏顺利通过宁夏电网调控中心最大出力测试，确认项目已全容量并网。2024年2月26日，内蒙古自治区能源局、应急管理厅、工信厅联合发布《关于加快推进氢能产业发展的通知》，根据 南方能源观察统计，内蒙古自治区能源局网站最近半年就公示了24个风光制氢一体化示范项目，配套新能源规模达到1093万千瓦，制氢能力达到46.5万吨/年。大唐、华电、华能、国家能源集团、中核、中广核、中石油、中石化、中煤等主要能源央企都参与其中。（详见《“西氢东送”管道，纳入国家规划！》）1、分布式消纳压力最大的河南省，完成第一批分布式“源网荷储”项目申报与集中式“源网荷储”项目最早在消纳压力大的西部省份开展类似，分布式“源网荷储”项目的大面积开展，也是从分布式消纳压力最大的河南省开始。
2024年6月21日，河南省发改委发布《关于实施第一批源网荷储一体化项目的通知》，共包含63个新能源项目，合计规模为2.145GW，其中风电项目1.4GW，光伏项目0.745GW。具体如下表所示。![]()
根据文件要求，光伏发电部分应自通知印发之日起6个月内开工建设，预期将在2025年会有大量项目并网！（详见《河南：分布式源网荷储项目，第一批名单发布！》）
河南省也是全国最早开始大面积探索分布式“源网荷储”项目的省份。然而，这并不代表河南是没有经验可以参考的。实际上，已经有许多成功的分布式“源网荷储”案例，可以为河南省项目提供经验参考。河北省平山县面临新能源占比快速上升， 线路上两级电源均存在反向重过载，区域内新能源消纳接入困难。河北电网公司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、110千伏电网开展三个“源网荷储”示范工程。项目应用构网型光储一体机、构网型储能设备，具备孤网运行和黑启动能力，构建了高随机性、高波动性的新能源接入电网后为用户稳定供电的场景，创新实现新能源为电网提供惯量、电压等主动支撑功能。平山营里示程建成投运后，分布式光伏利用率提升20%，光伏装机渗透率达80%以上。该项目形成源网荷储多要素的微电网典型案例，提出可普遍推广的县乡村三个不同区域案例。3、福建省工商业分布式“源网荷储”的实操案例与效果厦门ABB 工业中心绿色微电网是以智慧能源管理系统为核心的源网荷储一体化项目。项目将光储充、暖通空调、气象预报、生产管理等系统接入ABB 智慧能源能管理平台，实现了对“源-网-荷-储”柔性精准调控，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，在 ABB厂区用能以电为主的情况下，相应碳排强度下降也达45%以上。4、山东省“交通+光伏”的“源网荷储”实操案例与效果
2024年4月20日，全国首个全路域交能融合示范项目——枣菏高速公路交能融合（源网荷储一体化）示范工程，路域光伏金乡Ⅳ段顺利并网，发出了第一度电！项目以建设风光发电、光储充一体化、零碳服务区、综合能源管理系统为手段，通过清洁能源发电多场景建设，储能合理配置灵活调度、大功率超充、换电站覆盖、柔性互联输电、微网控制系统智能管控、“光储直柔”新型供配电系统技术和一体化智慧平台等技术方案形成了“源网荷储一体化”综合方案。1、背后原因分析：新能源装机、发电量增速快
2015年开启的新一轮电改，主要是实现：管住中间，放开两端，即电网只承担“电力通道”的功能，电力的买家、卖家将自行交易。本轮电改至今已经9年，根据国家能源局数据，2023年超过60%的电量参与了市场化交易；根据国家规划，2030年新能源项目也将全面进入电力市场，即全部电量通过市场化交易方式消纳。
届时，电力市场的买家（售电公司、电力用户）购买新能源电量的最低线，就是国家发改委每年出台的“非水可再生能源消纳权重”。近几年，新能源项目的发电量在总发电量中的占比快速增长，特别是最近三年，每年大约提升3个百分点，超过“非水可再生能源消纳权重”的增长速度。
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而在电力装机方面，截止2024年9月底，风电、光伏的装机占比，已经达到了39.6%，特殊时间段的调峰压力大。![]()
可以预期，随着新能源装机保持高速增长，未来弃风、弃光率将进一步提升。3月底，在中国光伏行业协会举行的2024光伏市场发展论坛上，中国电力科学研究院新能源研究中心新能源调度运行室主任张金平表示，“我国新能源装机远超规划底数，新能源利用率面临下滑风险。今年我国新能源利用率可能降至95%以下，2025年还将进一步下降，2030年整体利用率或将降至90%左右。”在电网灵活性资源未明显提高的情况下，为保证新能源的消纳，地方政府不得不“以用定发”，即根据各类负荷的需求，来确定新增的新能源装机规模。
当前的新能源项目投资，初始投资、运营成本都极度透明化。企业要保证收益率，首先就要保证“消纳”。而在电力市场化交易情况下，“消纳”有两层含义：其一，弃风、弃光率低；其二，结算电价合理！即，以较高的电价全部卖出去！
然而，这并不容易，尤其是对出力相对集中的光伏项目。
从部分省份的现货交易情况来看，中午光伏大发的时间，市场现货交易价格往往出现交易价格极低的情况。根据山东省电力交易平台信息，2023年5月1日~5月2日期间的48小时实时现货交易中，共32个小时出现负电价。其中，5月1日20时~5月2日17时，连续22个小时，实时现货交易价格为负电价！具体如下图所示。
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而截止目前为止，国内已经有14个省，部分月份中午光伏大发时，执行谷段电价；2省在重大节日时，中午执行谷段电价；![]()
显然，未来的电力市场中，要实现“保量、保价”这一目标的唯一途径，就是找到稳定、可靠的高电价用电量大户。对于新能源项目，“自带的负荷”，且与用电负荷签署长期PPA，成为项目未来实现“保量、保价”的重要手段。一些电力投资企业，早已经在“寻找负荷、保障消纳”方面下足功夫。2022年3月22日，国家电投集团广东电力有限公司与巴斯夫一体化基地（广东）有限公司根据签署了全国第一份25年的可再生能源合作框架协议，为巴斯夫位于中国广东省湛江市的新一体化基地后续装置供应可再生能源电力，将助力巴斯夫湛江一体化基地在2025年即实现100%使用可再生能源电力。（详见《国内首个25年绿电PPA签署！》）2024年1月22日，三峡能源、三峡集团江苏分公司与林德（中国）投资有限公司在南京签订25年期绿色电力合作协议。此笔协议的签订，刷新了三峡集团最大单笔绿电交易合同纪录，成为自2021年全国绿电市场交易启动以来，三峡集团签约量最大、合作周期最长的单笔实质性绿电交易合作协议。根据协议，三峡能源、三峡集团江苏分公司将在未来25年通过江苏丹阳27万千瓦渔光互补项目，向林德江苏区域工厂供应不含补贴新能源项目生产绿电，助力林德江苏区域工厂逐步实现100%生产用电绿色化目标。
从前文的分析中可以看出，“源网荷储”的项目具有以下特点：
“源”——光伏项目：提供最便宜的能源
在当前的光伏组件价格下，光伏的度电成本已经降至0.2元/kWh以内，部分地区甚至低至0.1元/kWh！因此，光伏发电已经成为最便宜、绿色的能源来源！
“荷”——相对稳定的用电负荷
无论是工业园区用能，还是“制氢”用能，这些稳定的用能大户，为光伏提供了消纳空间，能很好解决当前的消纳困境。尤其是当“源”、“荷”的投资企业相同时，更是可以实现：一边便宜用电，一边有稳定电费。“储”——解决光伏出力不稳定问题
配置一定比例的储能，可以平滑光伏出力曲线，很好解决光伏出力不稳定的问题。由于“自带负荷”，调峰资源也变的必不可少，无论是煤电调峰，还是电化学储能，都将成为项目的标配。网应该是连接源与荷之间的配电网。
2024年2月，国家发展改革委、国家能源局联合下发《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》中就提出，在具备条件地区推广车网协调互动和构网型新能源、构网型储能等新技术，因地制宜建设可再生能源局域网。因此，未来无论是在地面电站还是分布式领域，通过“源网荷储一体化”实现自我消纳、自我平衡，将是未来光伏行业发展的最重要方向！未来，每个新能源项目，都要带着调峰资源、带着负荷，才能真正落地！![]()
