在前面的文章中，我们探讨了源网荷储一体化对破解能源不可能三角——安全、清洁和经济有重要价值（新能源电力系统破局——源网荷储一体化）。
然而，实践过程中还存在各种各样的问题。
比如，国家电网积极性不高、局域电网没有自主调节能力、稳定性差、配套储能成本高、各方利益分配不均，等等。
本文将着重探讨~
一、国家相关政策指引
“源网荷储”一体化是近年来电力行业最火的概念之一，由此延伸出来的虚拟电厂在资本市场备受关注，相关公司估值一路高涨。
中央部委、地方政府频发文件支持、鼓励“源网荷储”一体化的发展。
2021年10月，国家发改委、国家能源局等9部门联合发布《“十四五”可再生能源发展规划》，首次提出在工业园区、大型生产企业和大数据中心等周边地区，因地制宜开展新能源电力专线供电建设新能源自备电站。
推动绿色电力直接供应，以及对燃煤自备电厂替代，建设一批绿色直供电示范工厂和示范园区，开展发供用高比例新能源示范，利用直供电等技术实现新能源电力消费占比达到70%以上。 2021年11月，国家能源局综合司发布《关于推进2021年度电力源网荷储一体化和多能互补发展工作的通知》，要求严守“一体化”项目要求底线，突出“一体化”项目阶段特点，把握“一体化”项目推进节奏。
按照“优化存量资源配置，扩大优质增量供给”的原则，优先实施存量燃煤自备电厂电量替代、风光水火(储) 一体化提升，“量入而出”适度就近打捆新能源。按照“先试点，再推广”的节奏，2021年度各省(区、市)试点开展的“一体化”项目增量电源并网容量应在本省(区、市)电力规划、可再生能源发展规划内统筹平衡，在总结经验的基础上再扩大推进规模。 2022年4月，北京市在《北京市“十四五”时期能源发展规划》文件中，提出了推进能源绿色低碳智慧转型、有序推进源网荷储用一体化发展等目标，并将可再生能源利用作为各级规划体系的约束性指标，实现与城市建筑、基础设施、现代农业设施、矿山修复治理的融合发展。 2022年5月，国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，进一步明确支持工业绿色微电网和源网荷储一体化项目建设，推进多能互补高效利用，开展新能源电力直供电试点，提高终端用能的新能源电力比重。 2023年1月，浙江省经济和信息化厅发布《浙江省“415X”先进制造业集群建设行动方案（2023—2027年）》。方案中提到要支持工业绿色微电网和源网荷储一体化项目建设，支持有条件的市县实现新建工业厂房屋顶安装光伏全覆盖，推动全省光伏发电装机达到3,900万千瓦以上，可再生能源装机比重达到43%以上。
从技术经济角度而言，“源网荷储”一体化对于降低一体化内部电力生产使用成本、提升一体化外部互动效率、支持新型电力系统经济高效建设和安全可靠运行具有重要作用，得到了相关部门的重视和能源投资企业的青睐。
二、源网荷储一体化落地的代表项目
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。
2、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。
3、昌坚华新机器人部件南通有限公司“源网荷储一体化”项目
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1,183.27万元。与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标煤约1,021.11吨，减排二氧化碳3,038.95吨、二氧化硫91.44吨、氮氧化物45.72吨、碳粉尘829.08吨。
三、目前发展中存在的问题
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。
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。
2、企业只想发电和用电，不愿承担其它成本
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。
我们民间嘲笑一些地方干部是四拍干部：一拍脑袋一个主意，一拍胸脯信心满满，一拍大腿痛心疾首，一拍屁股走人开溜。
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。
3、交叉补贴
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。
三、解决方案探讨
为了破解源网荷储这种新型电力结构没法大规模推广应用的现状，新一轮电改需要确立“管住中间、放开两头”基本框架。
让用户参与市场，通过发、用电双边市场的充分竞争，准确反映不同时段真实的市场供需情况，让电改红利向用户侧传导。
管住中间，破除大电网垄断地位。 现在电网作为“管道”的角色定位已越来越明晰，但同时电网企业还兼具调度、规划的行政功能。 调度权和交易权都是电力系统的公共资源，不是电网的资源，因此在确定电网自然垄断边界的问题上，对调度权和交易权的定位，将是未来需要进一步探索改革的重要问题。 放开两头，丰富市场参与主体。 向发电侧和用户侧“多买多卖”“源网荷储”多方协同互动的竞争格局演变，必然拆解、分流“中间”大网的固有利益。 近年各地在政府支持下力推的源网荷储一体化试点，即绿电供需双方试图越过电网，搭建“点对点”直供的微网模式，即隔墙售电，是为新型电力系统在终端网络上的小小雏形。
新能源在追求自身消纳效率的同时，也触及了电网、社会、公众等各方利益的复杂平衡与公平分配问题，几乎每个试点都矛盾重重、举步维艰，但新能源的“破窗”动力已然四处萌动、难以遏制。
