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　　以河南省为例，其在源网荷储一体化实践中成绩斐然。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。这些项目广泛分布于工业领域（351个，占比73.4%）、增量配电网（31个，占比6.5%）、农村地区（63个，占比13.2%）及其他领域（33个，占比6.9%）。从电源类型看，风电装机4.33GW（占比59.8%），光伏装机2.91GW（占比40.2%），清洁能源主导特征十分突出。

　　当前，源网荷储一体化项目在迎来发展机遇的同时，也面临着政策适配性与市场机制的双重严峻考验。中国能源研究会配售电专委会专家吴俊宏指出，四大核心矛盾严重制约着源网荷储一体化项目的推进。其一，余电倒送政策争议突出。现行政策中“原则上不占调峰资源”被机械解读为“零倒送红线”，导致项目出现高弃电率或超额配置储能的不合理现象，建设方案严重扭曲；其二，项目主体身份模糊不清。政策未对一体化项目进行明确界定，使得部分项目在并网过程中遭遇阻碍，一体化项目无法同步开展增量配电业务，类似问题曾致使多能互补等示范项目失败；其三，投资主体唯一性存在争议。关于电源、配网、负荷等投资主体是否必须统一，各方观点不一，不同区域的政策解读存在矛盾，反映出政策理解的偏差；其四，成本分摊机制不明确。一体化项目应遵循公平担责原则，但公平标准模糊，交叉补贴问题成为项目落地的主要障碍。

　　未来，推动源网荷储一体化项目发展需多管齐下。吴俊宏建议，一方面，要全力推动政策落地实施，建立基于市场交易的项目电力交互机制。对于大型项目，应回归增量配电改革框架，赋予其开展增量配电业务的权利；小型项目可依托“智能微电网”身份认定，但需警惕执行过程中的潜在风险。另一方面，解决投资主体争议问题，需把握合规性标准的底层逻辑，只要满足供电营业许可条件即可合法供电，混合所有制项目可探索“配电公司+能源服务商”的合作模式。在成本分摊方面，建议依据工商业用户电价组成，明确项目缴费标准，这既有利于项目决策与风险控制，也有助于维护社会公平。

　　源网荷储一体化的发展历程，折射出我国能源转型的复杂性与艰巨性。从乌兰察布的草原示范项目到厦门园区的智慧微网实践，已落地项目充分证明了技术层面的可行性；而从电网利益博弈到成本分摊困局，现实挑战也清晰揭示了体制机制的深层障碍。要破解这些难题，必须摆脱对政策的过度依赖，以市场主导为方向、技术创新为驱动、利益重构为保障，构建源网荷储各主体共赢的全新生态。唯有如此，才能将“双碳”目标下的能源变革蓝图，切实转化为推动我国绿色发展的强大动能。