2026年，“十五五”开局之年，也是源网荷储一体化和绿电直连从“政策破冰”迈向“规模化落地”的关键一年。
2025年650号文打开绿电直连大门，2026年5月688号文将政策覆盖范围从“一对一”扩展至“一对多”多用户模式。政策框架日趋完善，工业园区、零碳园区、增量配电网可就近接入新能源组成多用户绿电直连项目，出口型企业及其上下游也被纳入适用范围。山东、河南、宁夏等地源网荷储一体化试点项目陆续落地。
政策红利持续释放，市场热度前所未有。但当热潮逐渐沉淀，行业开始冷静思考：绿电直连项目已批复超400个，实际开工率却不足10%。从“纸面批复”到“地面开工”，从“试点示范”到“规模复制”，真正的关口在哪里？
三个考题正浮出水面。10月21-22日，“2026年第三届源网荷储一体化暨绿电直连高质量发展交流会”将在济南举办——这场汇聚产业链各方的行业聚会，或许能为这些问题带来思考与思想碰撞。
考题一：多用户直连的“经济账”，算得过来吗？
688号文为多用户绿电直连打开了制度空间，但项目能否落地，最终取决于经济性。
以源网荷储一体化项目为例，山东庆云县的试点给出了一个可参照的样本：滨庆新能源3.5兆瓦光伏配套7.3兆瓦时储能，全部建成后每年可增加绿电供应500万千瓦时，按每千瓦时节省电费0.3元计算，一年省下150万元。常家电力产业园的源网荷储项目，每年提供绿电400万千瓦时，占园区企业用电量60%，每度电节省0.2元。绿电的成本优势，正在成为招商引资的“金名片”。
但并非所有项目都这么乐观。就近消纳项目的经济性，高度依赖输配电费机制、容量费用核算、辅助服务收益等配套政策的细化落地。有研究指出，对于具备可观、可测、可调、可控能力的项目，应结合其在降低高峰净负荷、削减备用需求方面的实际贡献，研究与容量费用、需求响应补偿相衔接的机制。换言之，源网荷储项目的收益不应只算“省了多少电费”，更应算“为电网创造了多少价值”。
考题二：数智化调度，是“锦上添花”还是“必需品”？
源网荷储一体化的核心命题是“协同”——电源、电网、负荷、储能如何高效联动？多用户绿电直连进一步放大了这个命题的复杂度：多个不同法人实体的负荷，如何与新能源电源形成精准匹配？
大唐中卫云基地的实践提供了一个参考。该项目创新构建“物理直供+双边交易”双轨供电体系：光伏电力不经大电网迂回直接输送至机房，配套储能存储余电；存量负荷依托电力市场双边交易实现虚拟直供。光伏发电时段以物理直供为主，光伏停运时段由风电补位，形成风光互补全天候供能格局。这一模式的背后，是精准的功率预测、负荷管理和调度控制能力。
但更多项目仍停留在“建了光伏、配了储能”的初级阶段。缺乏智能调度能力的源网荷储项目，储能资源难以充分发挥调节价值，光伏出力与负荷需求错配，绿电的实际利用率远低于设计值。行业需要认识到：数智化调度不是锦上添花的选择题，而是决定项目成败的必答题。
考题三：从批复到盈利，堵点究竟卡在何处？
源网荷储本身不是风光储设备的简单堆砌，而是增量配电网、虚拟电厂、用户侧储能、电力交易等多种业态交织形成的复杂系统。项目落地与市场变现两道难题，摆在所有开发主体面前。
落地层面，难点集中在细则尚不清晰：接入容量认定、存量负荷适用范围、并网备案流程、绿证与碳资产收益闭环等问题有待进一步明确。多用户场景下，多方市场主体共存，产权划分、内部结算、用户退出机制，以及故障、偏差考核责任在电网、运营方、园区用户之间如何界定，都是项目推进的现实卡点。
市场运营层面，行业同样存在普遍困惑：储能除峰谷套利之外，容量租赁、辅助服务收益如何稳定获取？虚拟电厂怎样跑通持续运营闭环？新能源全面进入现货市场后，差价结算、功率预测考核会带来哪些经营压力？中长期、现货、辅助服务多类交易规则叠加，项目方该如何平衡收益与风险？
行业已经形成共识：源网荷储与绿电直连项目的技术价值，最终必须放到电力市场当中检验兑现。不少项目重硬件建设、轻交易运营，设备建成之后缺少熟悉市场规则的运营团队，各类可调资源的灵活价值没有充分释放。即便项目顺利拿到批复、完成并网，如果无法适配现货与辅助服务市场规则，依旧难以形成持续造血能力。政策框架虽已就位，但微观运行机制没有理顺，就会出现“批复容易落地难、建好之后不赚钱”的困境。
一场直面痛点的行业聚会
三个考题，指向同一个方向：源网荷储和绿电直连的下一程，需要的不是更多的政策文件，而是把政策“翻译”成可操作、可复制、可盈利的项目实践。
本次大会覆盖政策解读、项目开发、数智调度、多用户绿电直连、供需商务对接、项目参观等多个维度正规股票配资推荐，设置五大焦点议题。会议同期还将举办2026“北极星杯”源网荷储影响力企业评选颁奖盛典，集中展示行业优秀成果。
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