在“双碳”目标驱动下，源网荷储一体化项目作为新型电力系统的重要实践载体，正面临政策适配性与市场机制的双重考验。本文基于政策研究与实践观察，系统梳理当前制约项目推进的四大核心矛盾，并提出针对性解决方案。

一、余电倒送政策争议：市场机制应主导资源配置

余电能否反向输送电网的争议，本质是政策执行偏差与市场化改革滞后的集中体现。现行政策中“原则上不占有系统调峰资源”的表述，被部分地方部门机械解读为“零倒送红线”，导致项目被迫接受高弃电率或超额储能配置，扭曲了项目建设方案的科学性和合理性。

值得肯定的是，2024年国家能源局《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》明确了微电网型一体化项目的市场主体地位。山东等省份近期的一体化政策细则已率先突破政策桎梏，允许项目通过市场化交易实现余电消纳。未来需进一步推动政策细则落地，建立基于市场交易为原则的一体化项目纳电力交互机制，使项目真正成为“可卖可买”的灵活市场主体。

二、主体身份模糊：配电改革的历史镜鉴

主体身份认定困境直接影响项目全生命周期推进。因《电网公平开放监管办法》未有针对一体化项目的说法，某南方一体化试点项目遭遇电网企业以一体化项目没有报装身份为由的并网接入阻力。源网荷储一体化项目不能同步开展增量配电业务，这与2016年大部分多能互补示范项目、能源互联网示范项目因缺乏增量配电资格而夭折的历史教训高度相似。

破解之道在于：一方面，让大型源网荷储一体化项目回归增量配电改革框架：对于服务多用户的一体化项目，在试点批复时应直接赋予开展增量配电业务的权力，按照“业主优选-区域划分-并网管理”的标准化流程推进。

另一方面，2024年《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》提出的一体化项目“智能微电网”身份认定，为小型源网荷储一体化项目提供了制度创新空间，但需警惕政策工具碎片化带来的执行风险。

三、投资主体唯一性争议：法律合规性的理性审视

关于电源、配网、负荷等投资主体是否必须统一的争论，暴露出政策执行中的形式主义倾向。例如，笔者在不同区域的项目遇到了“增量配电网+电源”项目的不同说法：在区域1的项目，增量配电网、电源因为不是同一投资主体，反对意见的说法是一体化项目必须同一主体；相反在区域2的项目，增量配电网、电源是同一投资主体，反对意见的说法又是厂网不分。面对不同项目区域出现的“同一主体违规”与“多元主体违法”的矛盾说法，反映出电网公司甚至地方监管部门对《供电营业规则》与配电改革政策的理解偏差。

关键在于合规性标准的底层逻辑而非形式主义：只要满足供电营业许可条件，无论投资主体是否统一，均可通过增量配电业务资质实现供电合法化。对于混合所有制项目，可探索“配电公司+能源服务商”的合作模式，既保障电网安全又激发市场活力。

四、成本分摊机制：公平承担与交叉补贴的治理困局

一体化项目应公平承担社会责任，公平公正缴纳相关费用。但是何谓公平公正、裁量和执行标准又是如何，却又是一笔糊涂账。例如，交叉补贴问题已成为项目落地的主要障碍之一，也是众多一体化项目被反对的理由，凸显该领域存在的制度性缺陷。建议直接根据工商业用户电价组成（上网电价+线损+输配电价+系统运行费用+政府性基金），明确一体化项目应缴纳的费用。如此一来，一是有利于一体化项目投资决策和风险控制；二是有利于全社会的公平公正。总之，切勿让无法执行的结算标准成为限制项目开展的枷锁。

五、小结

当前源网荷储一体化项目面临的上述四大问题，本质上是能源转型期制度供给滞后于技术创新的集中体现。这些问题不仅困扰着一体化项目本身，更折射出绿电园区、零碳园区、智能微电网等新型能源形态共同面临的制度性障碍。从能源体系变革视角看，这些矛盾的破解需要构建"三维协同"的推进机制：政策维度需建立动态调整的制度工具箱，既要保持政策稳定性，又要为技术创新预留空间；市场维度应完善电力现货市场、辅助服务市场等配套机制，形成"源网荷储"协同互动的价值闭环；技术维度需加快数字孪生、虚拟电厂等技术研发，为新型电力系统提供可靠技术支撑。

值得注意的是，这些问题的解决不应局限于单一项目层面。在"双碳"目标倒逼下，亟需建立跨部门、跨领域的协同治理机制，通过顶层设计打破传统电力体制的路径依赖。当我们跳出具体项目的局限就会发现，这些发展中的问题恰恰是能源革命的突破口。唯有以系统思维推进制度创新与技术创新的双轮驱动，才能真正构建起适应"双碳"目标的现代能源体系。

（图片来源：摄图网）