一、 引言

在双碳政策的引领下，我国新能源产业快速发展。截至2025年5月底，我国风电、光伏发电装机规模分别达到5.7亿、10.8亿千瓦，占全部装机比重达到45.7%，已经超过了火电装机的比重。与此同时，随着新能源发电装机比重的提高，对于大规模新能源的高水平消纳，已经成为当前建设新型能源体系的关键。[1]作为构建新型电力系统的重要发展路径，源网荷储一体化不仅有利于统筹电网和调节能力建设，而且有利于统筹能源需求和供给。

源网荷储一体化，是一种可实现能源资源最大化利用的运行模式和技术，以能源互联网、现代信息通讯、大数据、人工智能、储能等技术为依托，通过优化整合电源侧、电网侧、负荷侧资源，合理配置各类储能，实现源网荷储各环节间协调互动，从而更经济、高效和安全地提高电力系统功率动态平衡能力。源网荷储一体化项目凭借其协同优化源网荷储全环节、深度挖掘系统灵活调节潜力与需求侧资源价值的突出优势，日益成为新能源企业与负荷侧工业企业共同关注的焦点，并且吸引了大量投资机构的青睐。与此同时，源网荷储一体化项目同时涉及新能源与工业负荷侧领域的多重监管要求，其对参与主体的合规风控能力提出了更高标准的挑战。

在上述背景下，笔者结合在源网荷储一体化项目的法律服务经验，对源网荷储一体化项目的市场发展现状、相关政策规范、合规发展要点等进行梳理和总结，以期为业内人士提供参考和指引。

二、源网荷储一体化项目市场发展现状

（一）项目模式

依据国家和地方层面的相关规定，按照地域、场景、目标等划分因素，源网荷储一体化项目有以下主要模式：

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（二）发展概况

根据相关数据统计，截至2024年底，全国已批复源网荷储一体化项目超450个，电源总装机规模超1亿千瓦，覆盖30个省（自治区、直辖市）。从区域分布来看，青海、新疆、内蒙古、甘肃等新能源资源富集地区成为项目布局的重点区域，浙江、江苏、河南、山东等省也积极参与其中，形成了“西部基地化、东部园区化”的显著布局特征[2]。

值得关注的是，2024年3月，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——三峡乌兰察布新一代电网友好绿色电站示范项目通过永久送出工程正式投运。该项目建设规模200万千瓦（分三期建设），其中风电170万千瓦、光伏发电交流侧容量30万千瓦，配套储能55万千瓦×2小时。[3]此外，2025年7月，乌兰察布中金数据低碳算力基地源网荷储一体化项目正式投产，标志着全国首个数据中心绿电直连源网荷储一体化项目、内蒙古数据中心领域首个源网荷储一体化项目迈入运营阶段，为“东数西算”和行业绿色转型树起新坐标。该项目新能源场站位于察右前旗，总装机规模30万千瓦，其中风电20万千瓦、光伏10万千瓦，储能4.5万千瓦；作为负荷的算力基地位于察哈尔高新技术开发区，总占地面积574亩，总建筑面积45万平方米，建设算力机房12栋，规划机柜数约2.5万架。[4]

2025年以来，源网荷储一体化项目呈现蓬勃发展的态势。例如，截至2025年6月，河南省已发布十批源网荷储一体化项目试点，共计478个项目纳入实施范围，总装机规模达7.24GW。此外，河南省在2025年政府工作报告中提到，2025年要实施源网荷储一体化项目800个。[5]另外，山东省在2025年政府工作报告提出开展源网荷储一体化试点30个左右。[6]

三、源网荷储一体化项目相关政策规范

国家层面，2021年2月，国家发改委、国家能源局发布的《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）首次规定源网荷储一体化的基本原则、实施路径、政策措施。此后，国务院办公厅、国家发改委、国家能源局等部门陆续发布一系列关于支持源网荷储一体化项目发展的相关政策或者规范性文件。

地方层面，山西、青海、新疆、广西、宁夏、河北、内蒙古、河南、山东等地陆续发布一系列关于引导和支持源网荷储一体化项目发展的相关政策或者规范性文件。国家和地方层面，部分代表性的政策规范如下表所示。

（一）国家层面

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（二）地方层面

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四、源网荷储一体化项目合规发展要点

（一）投资主体

对于源网荷储一体化项目的投资主体，国家层面尚未有统一规定。地方层面，目前大多规定：电源、接网线路、负荷、储能设施原则上由一个投资主体建设，且不得擅自变更投资主体的股权结构，相关规定列示如下：

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（二）建设进度

对于源网荷储一体化项目的建设进度，国家层面，国家发改委、国家能源局于2021年2月发布的《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）原则性提及“协调各电力项目建设进度，确保同步建设、同期投运，推动建设实施一体”。

地方层面，目前大多规定：源、网、荷、储部分应当同步规划、同步建设、同步投产、同步运营，分批建设的应当分期办理并网手续，相关规定列示如下：

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（三）项目规模

对于源网荷储一体化项下各项目（含送出线路）的规模或者距离，国家层面尚未有统一规定，需要依据各地相关规定实施，列示如下：

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（四）消纳模式

对于源网荷储一体化项目的消纳模式，国家层面，国家发改委、国家能源局于2021年2月发布的《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）并未明确规定。[7]

国家发改委、国家能源局于2025年5月发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）规定“现货市场连续运行地区可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式；现货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送。项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%”。我们初步认为，尽管该规定指向绿电直连项目，但是部分源网荷储一体化项目（特别是采用“就地就近消纳”模式）是否需要遵循前述规则，尚待立法和实践的进一步观察。

地方层面，针对源网荷储一体化项目的消纳模式，目前大多规定：原则上不向大电网反送电，列示如下：

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（五）电力市场交易

对于源网荷储一体化项目涉及的电力市场交易，国家层面，国家发展改革委 国家能源局于2021年2月发布的《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）原则性提及“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”。

地方层面，目前大多规定：一体化项目作为独立市场主体，按照相关要求参加电力市场交易，列示如下：

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五、结语

加快推进源网荷储一体化，有利于提升系统运行效率和电源开发综合效益，是实现电力系统高质量发展的客观需要，更是构建新能源供给消纳体系的现实举措。

本文聚焦源网荷储一体化项目的政策规范及合规要点，着重从投资主体、建设进度、项目规模、消纳模式、电力市场交易等维度展开分析，旨在为源网荷储一体化项目的规范化发展提供合规指引，从而助力源网荷储一体化项目行稳致远。

[注] 

[1]参见《国家发展改革委6月份新闻发布会》,https://www.ndrc.gov.cn/xwdt/wszb/gjfgw6yxwfbh/.

[2]参见《政策热VS落地难：源网荷储一体化破局路径全透视》，

https://field.10jqka.com.cn/20250701/c669317762.shtml

[3]参见《揭秘全球规模最大的“源网荷储”一体化示范项目》，

https://www.escn.com.cn/news/show-1661373.html

[4]参见《全国首个数据中心绿电直连源网荷储一体化项目在我市投运》，

https://www.wulanchabu.gov.cn/jrwlcb/1850517.html 

[5]参见《政府工作报告——2025年1月18日 在河南省第十四届人民代表大会第三次会议上》，

https://www.henan.gov.cn/2025/02-05/3119670.html

[6]参见《2025年山东省政府工作报告》，

https://www.sdxc.gov.cn/sy/jrywsy/202501/t20250125_15443393.htm

[7]参见《源网荷储一体化陷 "四难困境"：直面问题乃破局密钥》，

https://hxny.com/nd-113701-0-50.html