过去，电网系统调控主要采取“源随荷动”的模式，但随着构建新型电力系统步伐加快，以风电、光伏为代表的新能源在能源系统结构中比重不断提升，但其波动性、间歇性和随机性特点也给电网安全稳定运行带来挑战。

全新命题下，储能作为灵活性资源可以与电能的时域特性互补，可根据系统所需实现调峰、调频、调压等作用。考虑新能源消纳、运行经济性、安全稳定等方面的约束条件，“源网荷储一体化”概念应运而生。

从本质来看，它是一种可实现能源资源最大化利用的运行模式。整个系统可通过源源互补、源网协调、网荷互动、网储互动和源荷互动等多种交互形式，以一种更经济、更高效和更安全的方式，提高电力系统功率动态平衡运行。

其在实际应用中可满足新能源消纳最大化、参与电网辅助服务或现货市场实现经济效益最大化、安全稳定运行、孤网运行等各种策略。推动电网调控从“源随荷动”向“源网荷储协同互动”转变，是构建新型电力系统的重要发展路径。

源网荷储一体化加快“去煤电”步伐

源网荷储一体化是电力行业坚持系统观念的内在要求，是实现电力系统高质量发展的客观需要，是提升可再生能源开发消纳水平和非化石能源消费比重的必然选择，对于促进我国能源转型和经济社会发展具有重要意义，具体表现如下：

第一，源网荷储一体化运行可将各类规模小、缺乏优化管理能力的分散资源聚合，形成具有一定规模、响应调节能力突出的市场主体，能利用市场价格激励机制更充分地挖掘负荷侧的系统调节潜力。

第二，源网荷储一体化运行能够丰富电网调节资源、提升系统平衡能力，是支撑可再生能源大规模并网的重要力量，加快我国“去煤电”进程。

智光电气证券代表邱宝华也认为，“源网荷储业务的打通，有助于能源系统的优化，提升能源的使用效率，尤其在新能源参与的源网荷储系统中，有助于提升新能源装机占比，促进双碳达成，并确保能源系统的稳定与安全。智光通过发挥自身产业优势，一是积极研发、应用源网荷储技术与产品，比如储能等，二是通过综合能源业务及分布式能源项目的投资运营，为工商业客户群提供相关源荷储技术与投资服务，通过能源平台、售电等，积极规划虚拟电厂业务。”

商业模式的成熟才是行业最强推动力

早在2017年7月，国家就发布了《推进并网型微电网建设试行办法》推动“源网荷储一体化”运营模式。时至今年，目前源网荷储一体化推进的最大助力仍是市场机制。

不可置否的是，过去这五年来，源网荷储一体化的经济属性并未体现出来。主要是因为当下的输配电价格“同网同价”的模式限制。无论距离多远，只要在同一个省级电网内，价格就是固定的，未能体现电能作为商品流经电网的物理成本。此举虽然解决了就地消纳的问题，但在大负荷输配电压力下也影响了经济性。

虽然我国建立了峰谷电价、尖峰电价和激励补偿机制，部分省区探索了需求侧响应的机制，但受制于分时电价机制缺失，自主响应的路径还不畅通。且在市场交易方面，虽然国内京津唐、江苏等少数地区储能已可参与调峰市场，江苏、山东探索了需求侧响应单边竞价模式，但需求侧响应还无法参与能量市场和辅助服务市场。

不能忽视的是，过去几年，很多省份仍存在‘先上项目再找出路’的情况。如果仍然延用过去要补贴、抢规模的发展模式，这对自身发展是无益的。

最后智光电气邱宝华认为，“源网荷储一体化”业务的推行，项目建设方案需要个性化定制，建设周期较长，需要客户的积极配合；另外该类业务开展根据项目的不同，需要一定的占地等，有时候比较难以各自兼顾。

“荷”才是“源网荷储”中的主角

“源网荷储一体化”其实在我国早有多项实际案例，河北、江苏、上海等省份均根据本土情况开展了相应的探索和建设，如上海电网在黄浦、世博、张江和上海经研院办公区建成4个“源网荷储一体化”运行示范项目，并总结出宝贵经验。

综合“源网荷储一体化”推进重要的三个重要条件：一是技术突破，这其中包含多能互补技术、电力调度技术、储能技术等。二是体制机制创新，这就需要完善电力交易市场、健全电力辅助服务政策，激发市场活力，引导市场预期。三是完善相关政策，例如探索尖峰电价、偏差考核、跨省购售结余、政府专项补贴等资金渠道，鼓励有条件地区将电网企业需求侧响应补贴纳入输配电价核定，加快推动负荷侧资源聚合形成规模化应用。

另外，推行“源网荷储”的另一关键是最大化发挥负荷侧调节响应能力，让用户参与其中。如果没有足够负荷侧调节响应能力的项目，即使有一定能力的储能，也是一个普通的局域供电系统。因此，未来“荷”将扮演“源网荷储”中的关键角色，例如与用户之间签订协议，通过激励手段将负荷转变为电网的可调节资源，以此达到调节目的，实现真正意义上的网荷互动。

而不是一昧的追求“源”和“储”，误以为简单在新能源电站中配套一个储能设备就能解决问题。所以我们推断出，新型电力系统的构建是“自下而上”的模式，电力体制改革不仅是说说而已。

原标题：“源网荷储一体化”推进加速度