2023年底，全国累计电力装机29.2亿千瓦（同比增长约14%）。光伏（6.1亿千瓦，同比增长55%）、风电（4.4亿千瓦，同比增长21%）装机占比约34%，但发电量占比仅15%。
究其原因，风力发电和太阳能光伏发电的消纳，已成中国大量新能源电站头疼的问题。即便愿意低价售电，还要囿于电网通道限制以及风光波动性带来的不确定性，不得不大量弃电。
新疆实际的弃风弃光率已经达到30%-40%。
与此同时，诸多高耗能企业渴望获得低价绿电却不得。
在新型电力系统规划中，遇到了“能源不可能三角”的挑战--安全、清洁和经济三元目标很难兼顾达成。
什么是源网荷储一体化
2020年9月22日，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上的讲话时首次提出中国的“3060计划”。一个月后，三峡乌兰察布“源网荷储”一体化示范项目在内蒙古开工建设。该项目是全球规模最大的源网荷储示范项目，也是全国首个“源网荷储”一体化项目。
源网荷储一体化，是指在电力系统中将电源、电网、负荷和储能形成一个协同工作的系统，旨在更多地应用新能源电力，同时提高电力系统的灵活性和可靠性，实现能源的高效利用和优化能源供应和需求的平衡。
源指的是电源：包括火电、水电、核电、风电、光伏、生物质发电等。
网指的是电网：电网是由变电站、配电站、电力线路（包括电缆）和其他供电设施所组成的供电网络。
荷指的是负荷：负荷是用电设备消费电功率的总和。负荷与用电时间的乘积，就是我们通常讲的“用电量”。
储指的是储能：储能就是在电力富余时将其存储下来，在需要时放出，类似于一个保障电网稳定平衡的大型“充电宝”。
特别是对于光伏组件上游硅料生产加工的这种高耗能用电大户，单位电价的小幅下降就能对其盈利能力的提升带来巨大裨益。
地方政府和相关企业都能获益，真正实现双赢。
源网荷储一体化实施模式
源网荷储一体化技术通过整合源、网、荷、储四个环节，实现了数据的高效管理和利用。
在具体实施上，“源网荷储一体化”要求充分发挥负荷侧的调节能力，实现就地就近、灵活坚强发展，以及激发市场活力，引导市场预期。在实施路径上，源网荷储一体化包括：区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级三个层次的具体模式。
一、区域（省）级源网荷储一体化
引入电源侧、负荷侧、独立电储能等市场主体，全面开放市场化交易，通过价格信号引导各类市场主体灵活调节，培育用户负荷管理能力，提高用户侧调峰积极性。
加强全网统一调度，研究建立源网荷储灵活高效互动的电力运行与市场体系，充分发挥区域电网的调节作用，落实电源、电力用户、储能、虚拟电厂参与市场机制。
二、市（县）级源网荷储一体化
在重点城市开展源网荷储一体化坚强局部电网建设，梳理城市重要负荷，研究局部电网结构加强方案，提出保障电源以及自备应急电源配置方案。
结合清洁取暖和清洁能源消纳工作开展市（县）级源网荷储一体化示范，研究热电联产机组、新能源电站、灵活运行电热负荷一体化运营方案。
三、园区（居民区）级源网荷储一体化
运用技术手段和“互联网+”新模式，调动负荷侧调节响应能力。
在城市商业区、综合体、居民区，依托光伏发电、并网型微电网和充电基础设施等，开展分布式发电与电动汽车（用户储能）灵活充放电相结合的园区（居民区）级源网荷储一体化建设。
在工业负荷大、新能源条件好的地区，支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，结合增量配电网等工作，开展源网荷储一体化绿色供电园区建设。
研究源网荷储综合优化配置方案，提高系统平衡能力。
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。
通过参与多品种交易，提高利用小时数，创造发电增量收入。
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。
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。
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。
通过主动响应或服从调度，为电网安全运行提供辅助服务，获得服务收益； 与清洁能源直接交易，提高清洁能源消费占比，降低用户用能成本； 通过价格信号的引导，用户有意愿对用能设备进行自动化和智能化改造，或是增加储能等综合能源利用装置和设备，提升能源利用效率，节约用能支出。
分布式储能公司的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、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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
新能源发展前景的确定性毋庸置疑。“双碳”战略目标落地需要以能源电气化与清洁化为支撑。源网荷储一体化的新型电力结构，将发挥越来越重要的作用。
