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什么是源网荷储一体化和多能互补（光储充微电网解决方案）

news 2025/9/12 5:08:37

什么是

源网荷储一体化和多能互补？

PART 01

源网荷储一体化的定义

源网荷储一体化是指通过优化整合电源、电网、负荷、储能资源，以最新的新能源技术、通信控制系统和电力系统体制机制创新为支撑，构建源网荷储高度融合的新型电力系统，提高电力系统的灵活性和可靠性，实现能源的高效利用及供应和需求的平衡。

PART 02

源网荷储一体化的项目类型

目前按照相关政策，主要有区域(省)级、市(县)级、工业园区(居民区)级源网荷储一体化3种模式。

区域(省)级别源网荷储一体化

通过整合区域(省级)电力体系，引入包括电源、用电负荷、电化学储能等在内的多元化市场主体，旨在全面加速市场化交易的自由化进程，促进电力市场高效运作，利用灵活的价格机制引导各类市场主体进行动态调整与多向互动，强化全网的统一调度能力，确保市场运行的高效与协同。构建源网荷储间灵活高效、协同互动的电力运行与市场体系，深度挖掘并充分发挥区域电网的调节潜力，确保电源、用户、储能及虚拟电厂等多元主体有效融入市场机制，实现资源最优配置与言效利用。

市(县)级别源网荷储一体化

以城市为基础，梳理城市重要负荷，为实现清洁取暖与清洁能源消纳的深度融合，推进源网荷储一体化示范项目的实施，同时满足供暖的清洁化需求，共同推动能源行业绿色转型与可持续发展。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。

工业园区(居民区)级别源网荷储一体化

在国内城市各类型场景，通过分布式光伏、并网型微电网以及电动汽车充电基础设施等，开展分布式光伏发电与新能源电动汽车灵活充放电相结合的(居民级别)小型源网荷储一体化建设。在用电负荷大的工业区、风光资源条件好的地区，采用就近接入，就地消纳方式，进一步推动源网荷储一体化项目以及绿色园区的创新建设。

PART 03

源网荷储一体化的项目构成

源网荷储一体化项目，主要以提高电源侧的新能源消纳水平和强化负荷侧的绿色电力供应能力，通过配置储能来改善负荷用电特性和新能源出力特性，实现源网荷储的有序、高效协同调节。

源

源包括火电、风电、光伏、水电等，根据区域(省)、市(县)、工业园区(居民区)范围内发电资源类型，重点整合风电和光伏新能源项目，综合场址风电资源、光伏资源、地形地貌、地质情况、交通及施工条件、环保影响因素等，对新能源项目的建设条件进行综合分析，对新能源电量消纳占比、总用电量进行比例约束，确保新能源综合利用率，兼顾新能源项目与负荷的距离，在一定范围半径内，筛选优质新能源项目。

网

网由变电站、配电站、输配电设备、输电线路和供电设施所组成的电力系统。通过专用的配电网和变电站，包括项目本身内部及与公用电网的联络线路，配套建设相应的继电保护、安全自动、通信、调度自动化装置。

荷

荷根据区域(省)、市(县)、工业园区(居民区)范围内的产业结构和需求，综合节能减排、绿电比例、碳汇等要求，统筹增量负荷当前和后续发展情况，用最大负荷和年用电量反推项目不同阶段规。

储

储(含抽水蓄能)结合一体化项目内部电气特性和新能源消纳要求等条件，确保集约高效，满足调峰填谷，确保系统稳定,运行通信。建设源网荷储一体化项目综合管控系统，实现项目内部各侧协调互济和统一调控，并服从和接受公用电网的统一调度。

PART 04

源网荷储一体化实施路径

通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破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发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”等具体模式。

充分发挥负荷侧的调节能力。依托“云大物移智链”等技术，进一步加强源网荷储多向互动，通过虚拟电厂等一体化聚合模式，参与电力中长期、辅助服务、现货等市场交易，为系统提供调节支撑能力。

实现就地就近、灵活坚强发展。增加本地电源支撑，调动负荷响应能力，降低对大电网的调节支撑需求，提高电力设施利用效率。通过坚强局部电网建设，提升重要负荷中心应急保障和风险防御能力。

激发市场活力，引导市场预期。主要通过完善市场化电价机制，调动市场主体积极性，引导电源侧、电网侧、负荷侧和独立储能等主动作为、合理布局、优化运行，实现科学健康发展。

区域（省）级源网荷储一体化。依托区域（省）级电力辅助服务、中长期和现货市场等体系建设，公平无歧视引入电源侧、负荷侧、独立电储能等市场主体，全面放开市场化交易，通过价格信号引导各类市场主体灵活调节、多向互动，推动建立市场化交易用户参与承担辅助服务的市场交易机制，培育用户负荷管理能力，提高用户侧调峰积极性。依托5G等现代信息通讯及智能化技术，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。

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。

园区（居民区）级源网荷储一体化。以现代信息通讯、大数据、人工智能、储能等新技术为依托，运用“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。

PART 05

多能互补实施路径

利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化”。

强化电源侧灵活调节作用。充分发挥流域梯级水电站、具有较强调节性能水电站、火电机组、储能设施的调节能力，减轻送受端系统的调峰压力，力争各类可再生能源综合利用率保持在合理水平。

优化各类电源规模配比。在确保安全的前提下，最大化利用清洁能源，稳步提升输电通道输送可再生能源电量比重。

确保电源基地送电可持续性。统筹优化近期开发外送规模与远期自用需求，在确保中长期近区电力自足的前提下，明确近期可持续外送规模，超前谋划好远期电力接续。

风光储一体化。对于存量新能源项目，结合新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证增加储能设施的必要性和可行性。对于增量风光储一体化，优化配套储能规模，充分发挥配套储能调峰、调频作用，最小化风光储综合发电成本，提升综合竞争力。

风光水（储）一体化。对于存量水电项目，结合送端水电出力特性、新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证优先利用水电调节性能消纳近区风光电力、因地制宜增加储能设施的必要性和可行性，鼓励通过龙头电站建设优化出力特性，实现就近打捆。对于增量风光水（储）一体化，按照国家及地方相关环保政策、生态红线、水资源利用政策要求，严控中小水电建设规模，以大中型水电为基础，统筹汇集送端新能源电力，优化配套储能规模。

风光火（储）一体化。对于存量煤电项目，优先通过灵活性改造提升调节能力，结合送端近区新能源开发条件和出力特性、受端系统消纳空间，努力扩大就近打捆新能源电力规模。对于增量基地化开发外送项目，基于电网输送能力，合理发挥新能源地域互补优势，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模；在不影响电力（热力）供应前提下，充分利用近区现役及已纳入国家电力发展规划煤电项目，严控新增煤电需求；外送输电通道可再生能源电量比例原则上不低于50%，优先规划建设比例更高的通道；落实国家及地方相关环保政策、生态红线、水资源利用等政策要求，按规定取得规划环评等。

PART 06

源网荷储一体化和多能互补政策及解读

《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》

发改能源规〔2021〕280号

（2021年2月25日）

首次规定源网荷储一体化的基本原则、实施路径、政策措施。