NRDC：2026河南低碳转型系列研究：工业园区源网荷储一体化发展报告（24页）.pdf

核心结论速览。 866个源网荷储一体化项目已组织实施：截至2026年3月，河南省已分十六批次组织实施了866个一体化项目，总装机规模达10.6GW，覆盖工业、农村、增量配电网及其他场景。 工业类项目占绝对主导地位：工业企业类项目数量占比70%，装机容量占比73%，是河南省源网荷储建设的主体。其中合同能源管理模式占比70%，自主开发模式占比30%。 项目总投资约652亿元：已实施项目建成投运后可促进绿电消纳179亿kWh，预计每年减少用电成本25—39亿元，覆盖河南7大万亿级重点产业集群。 河南省可再生能源装机占比达56.5%：2025年全省可再生能源装机容量约9195.45万kW，占发电装机容量的56.5%。风电装机2618万kW，光伏装机5566万kW。 典型案例年减排CO₂约5178吨：某工业园区项目采用“分布式光伏+企业内部电网+工业负荷+储能”的典型配置，年新增绿电1045万kWh，绿电占比提升6.8%，年节约原煤约4058吨。 国家政策新规引导项目精细化发展：发改价格〔2025〕1192号文要求项目公平承担系统稳定供应保障责任，推动项目合理缴纳系统备用费用；136号文明晰源网荷储一体项目不参与“机制电价”政策，对项目精细化设计和成本控制提出更高要求。研究背景与全景图谱。政策与战略背景。“双碳”目标是我国推动能源低碳转型、构建以可再生能源为主体的新型能源体系的重要抓手。2025年9月我国宣布的新一轮国家自主贡献，进一步强化了对非化石能源发展和能源结构调整的政策导向。从国际形势看，欧盟碳边境调节机制等绿色贸易新规进一步推动我国加快产业结构和能源的绿色低碳转型。在此背景下，国家出台了《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（650号文）和《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号），分别支持绿电直供和园区多领域协同降碳。河南省是能源生产和消费大省，煤炭消费占能源消费总量的比重高出全国平均水平约7个百分点，绿色低碳转型任务艰巨。2024年6月，河南省发改委印发了围绕工业企业、农村地区、增量配电网三类场景的源网荷储一体化项目实施细则。2024年12月，河南省办公厅印发《河南省加快推进源网荷储一体化实施方案》，进一步拓展了实施范围。河南省可再生能源发展现状。2025年，全省可再生能源装机容量约为9195.45万kW，占发电装机容量的比重为56.5%。可再生能源发电量达到851.38亿kWh，同比增长13.7%，占规模以上工业发电量的比重为24.8%。河南省电力装机总量从2017年的约8000万kW增长至2025年的16557万kW，增长107.2%。其中，风电装机从2017年的233万kW增长至2025年的2618万kW，光伏累计装机从703万kW增加到5566万kW。风电发电量从2017年的30.13亿kWh增长至2025年的541.32亿kWh，光伏发电量从44.35亿kWh增长至528.87亿kWh。源网荷储一体化项目全景分析。项目总体概况。截至2026年3月，河南省已分十六批次组织实施了866个一体化项目，总装机规模达10.6GW。从规模分布看，工业类项目规模为7.7GW，占比73%；增量配电网类2.1GW，占比19%；农村类项目总规模约0.5GW，占比约5%；其他类0.3GW，占比3%。从数量分布看，工业类项目共计610个，占项目总数约70%；农村类项目83个，占比约10%；增量配电网类34个，占比4%；其他类项目139个，占比16%。电源类型分布。风电类项目总实施规模为5904.2MW，占比56%；光伏规模4669.04MW，占比44%。工业类项目中，风电装机规模4460MW，占比58%，光伏装机规模3230.88MW，占比42%。建设模式分布。已批复项目中，合同能源管理类项目占主导地位，占比61%；自主开发模式占比26%；合作开发占比8%。工业企业类项目中，合同能源管理类占比70%，自主开发类占比30%。综合效益：已实施项目建成投运后可促进绿电消纳179亿kWh；总投资约652亿元；每年减少用电成本25—39亿元。典型案例深度分析。案例概况。报告选取河南省某工业园区已投运的工业企业源网荷储一体化项目开展案例分析。园区主导产业包含硅材料、碳材料、光伏新能源、精细化工等，2024年实现规模以上工业总产值超300亿元。A公司是一家集光伏玻璃、太阳能玻璃研发与制造为一体的综合型企业，2024年工业总产值超8亿元，年用电量约为1.5亿kWh。项目配置。利用厂房屋顶建设9.36MW分布式光伏电站；依托企业自建35kV变电站及厂内约10千米输电线路；配套建设2MW/7.63MWh储能系统。经济效益。光伏电站由第三方企业投资5200万元建设，按0.48元/kWh收取电费，年获净收益420.10万元，IRR达6.34%；A公司年获益245.20万元。储能系统由A公司自主投资700万元建设，通过峰谷套利年收益102.60万元。环境效益。项目CO₂减排量约5178.2吨，每年节约原煤约4058吨；新增可再生能源发电量1045万kWh，绿电占比提升6.8%。政策调整影响分析。发改价格〔2025〕1192号文要求就近消纳项目公平承担系统稳定供应保障责任。分析表明，下网电量负荷率越高，容量电费负担越轻，将引导企业主动提升用能效率和系统调节能力。136号文明确源网荷储一体项目不参与“机制电价”政策，对项目精细化设计和成本控制提出更高要求。三省政策对比分析。河南省：以“场景驱动”为主，按工业企业、增量配电网、农村地区等不同场景分类施策。新能源以“自发自用”为主，增量配电网类可作为独立市场主体参与交易。储能配置差异化要求：工业企业类不做统一要求；增量配电网类原则上配置不低于15%；农村生产企业类不低于20%/2h；整村开发类不低于50%/2h。费用方面，储能送电不收取输配电价和政府性基金及附加。山东省：以“模式先行”为主，强调技术标准与市场规则衔接。推动新能源上网电量全部进入电力市场。储能配置合理自愿，鼓励长时储能，不设统一强制标准。新能源就近消纳项目用网电量部分不再缴纳系统备用费、输配环节电量电费。山西省：以省级规划统筹为基础、虚拟电厂为主要聚合手段。项目以“一体化”虚拟电厂模式参与电力系统平衡和现货市场。储能配置要求调节能力不低于用电侧负荷50%、持续时间不低于4小时。面临的问题与挑战。一是国家政策新要求与工业企业用能刚性之间的矛盾。项目被赋予更高定位，对可再生能源配置规模、系统协同能力要求显著提高。河南工业园区以连续生产型工业负荷为主导，在有限可再生资源条件下满足不断提升的绿电占比面临显著压力。二是多数项目的负荷调节能力不足。连续生产型工业面临新能源出力波动与24小时稳定供电需求不匹配，单一或剧烈波动的负荷易造成供需时序错配，推高储能配置成本。三是商业模式单一化与投资收益失衡。开发新能源电站、配备储能及升级电网需要较大初始资本投入，收益稳定性与企业自身生产经营状况关联紧密，第三方投资决策审慎，项目落地转化进程偏缓。四是智慧化协同能力不足与复合型专业人才短缺。多数平台停留在数据监测层面，高级分析与智能调控尚未普及；新能源出力短期预测精度有限；园区层面缺乏兼具新能源规划与工业能耗管理知识的复合型人才。五是审批落地的多部门协同与基层执行能力的制约。审批周期与企业开工时限要求存在矛盾；耕地保护政策要求项目选址更加科学布局；部分地区配电网接入容量紧张，改造升级投资大、周期长。技术演进方向。情景一：智慧化运营平台全面升级（高概率情景） 。依托大数据与人工智能，升级新能源发电功率预测与优化调度平台，推动从基础数据监测向智能预警、能效诊断、协同调控等核心功能延伸。开发省级公共服务平台，为园区和企业提供低成本、标准化的规划仿真和运营管理工具。情景二：多层级源网荷储一体化模式成型（中期情景） 。在园区层面整合可再生能源资源，通过共享储能、智能微网实现企业间能源互济互补。统筹推进“县域级”一体化发展，将县域内多个园区及分散的清洁能源、配电网、多元负荷及集中式储能进行协同整合。情景三：绿电直连+零碳园区深度融合（远期情景） 。建设绿电专用线路实现“隔墙售电”，争取减免系统运行费与备用费。依托源网荷储微电网与虚拟电厂聚合资源，强化源荷协同与需求侧响应。未来3-5年机会洞察。机会赛道矩阵：| 赛道 | 渗透率 | 爆发窗口 | 推荐优先级 ||||||| 工业企业源网荷储一体化（合同能源管理） | 中高 | 2026-2028 | ★★★★★ || 园区级共享储能与智能微网 | 中低 | 2027-2030 | ★★★★ || 绿电直连与零碳园区试点 | 低 | 2027-2030 | ★★★★ || 新能源发电功率预测与智慧调度平台 | 中低 | 2026-2029 | ★★★★ || 增量配电网类源网荷储 | 中 | 2026-2029 | ★★★ || 农村地区源网荷储 | 低 | 2027-2030 | ★★★ |多角色行动建议： 政府与园区管理者：积极推进“绿电直连+源网荷储”融合试点，遴选3-5个基础较好的工业园区开展零碳园区创建示范；推动审批流程优化与用地模式创新。 能源投资与建设企业：关注合同能源管理模式在工业企业源网荷储中的主导地位（占比70%）；把握园区级、县域级一体化发展的增量市场空间。 储能设备与系统集成商：关注多元化储能技术（锂电、液流、压缩空气、抽水蓄能）在源网荷储中的应用场景；把握储能配置在增量配电网（≥15%）和农村类（≥20%-50%）中的刚性需求。 数字化与智慧能源服务商：开发新能源发电功率预测与优化调度平台；参与省级源网荷储公共服务平台建设。延伸阅读：以上为报告核心趋势分析，如需获取完整报告详细数据，请访问下载页下载完整PDF报告。FAQ。Q1：河南省源网荷储一体化项目的总体规模有多大？A1：截至2026年3月，河南省已分十六批次组织实施了866个一体化项目，总装机规模达10.6GW。其中工业类项目7.7GW（占比73%），增量配电网类2.1GW（占比19%），农村类约0.5GW（占比5%），其他类0.3GW（占比3%）。Q2：工业类源网荷储项目主要采用什么建设模式？A2：工业类项目中，合同能源管理模式占比70%，自主开发模式占比30%。合同能源管理模式下，第三方企业投资建设新能源电站，通过向用能企业售电获取收益，用能企业则通过用电成本降低获益。Q3：源网荷储一体化项目对降低用能成本效果如何？A3：已实施项目预计每年减少用电成本25—39亿元，总投资约652亿元，覆盖河南7大万亿级重点产业集群（新材料、新能源汽车、电子信息、先进装备、现代医药、现代食品、现代轻纺）。Q4：典型案例的经济效益如何？A4：某工业园区9.36MW光伏电站由第三方投资5200万元，按0.48元/kWh售电，年获净收益420.10万元，IRR达6.34%；用能企业年获益245.20万元。储能系统投资700万元，通过峰谷套利年收益102.60万元。Q5：国家最新政策对源网荷储项目有什么影响？A5：发改价格〔2025〕1192号文要求就近消纳项目公平承担系统稳定供应保障责任，项目下网电量负荷率越高、容量电费负担越轻。发改价格〔2025〕136号文明晰源网荷储一体项目不参与“机制电价”政策，对项目精细化设计和成本控制提出更高要求。Q6：河南省与山东、山西在源网荷储政策上有什么差异？A6：河南以“场景驱动”为主，突出新能源自发自用；山东强调“模式先行”，注重市场规则衔接；山西以省级规划统筹为基础、虚拟电厂为主要聚合手段。储能配置方面，河南差异化要求、山东合理自愿、山西要求调节能力不低于负荷50%/4h。数据来源说明：本文数据来源于自然资源保护协会（NRDC）与河南省循环经济与节能协会联合发布的《河南省源网荷储一体化高质量发展研究报告》（2026年6月）、河南省发改委源网荷储一体化项目名单、国家能源局河南监管办公室统计数据等。