報告出品方：申萬宏源

以下為報告原文節(jié)選

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1.源網(wǎng)荷儲概念的提出以及重要意義

1.1 源網(wǎng)荷儲的必要性以及提出

“源”、“網(wǎng)”、“荷”、“儲”均屬于電力系統(tǒng)中原本就存在的基本構(gòu)成要素?！霸础奔措娫矗ɑ痣?、水電、核電等傳統(tǒng)電源和風(fēng)電、光伏等新能源，屬于電力系統(tǒng)的生產(chǎn)單元?！熬W(wǎng)”即電網(wǎng)，包括輸電網(wǎng)和配電網(wǎng)，屬于電力系統(tǒng)的輸送和分配單元。“荷”即電力負(fù)荷，包括工業(yè)、商業(yè)、居民、農(nóng)業(yè)、公共事業(yè)等不同電力用戶，屬于電力系統(tǒng)的消費單元?！皟Α睂儆陔娏ο到y(tǒng)的存儲單元，包括抽水蓄能、電化學(xué)儲能等，可以將富裕的電力存儲起來，并在電力緊缺時段彌補電力緊缺。
電力系統(tǒng)是各個單元構(gòu)成的實時運行的統(tǒng)一整體，其運行遵循嚴(yán)格的物理規(guī)律。由于電力難以大規(guī)模儲存，而電力的傳輸速度為光速，因此要保證電力的生產(chǎn)和消費必須同時完成，因此保證發(fā)電功率等于用電功率是電力系統(tǒng)正常運行的基本要求。
由于我國發(fā)電側(cè)以火電為主，而火電的出力可以人為調(diào)整，因此電網(wǎng)只需要“源隨荷動”即可，即根據(jù)用電功率的變化調(diào)整火電等電源的出力即可。但在“3060”雙碳目標(biāo)提出后，由于以風(fēng)電、光伏為主的新能源比例將大幅提升，新能源出力受氣候影響極大，因此需要構(gòu)建包括中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場、容量市場、碳市場等在內(nèi)的復(fù)雜的電力市場來解決這一問題。這便是我們此前兩篇電改報告的核心內(nèi)容。
但此前報告對于電力市場化的分析并未充分考慮到電力系統(tǒng)物理上的限制，從而忽略了幾個重要問題：

（1） 由于目前最為明確以及具備可行性的碳中和路徑是“電力行業(yè)深度脫碳，其余行業(yè)深度電氣化”，這使得電力用戶的種類和數(shù)量也將大幅上升。但電力市場高度專業(yè)化，如此多的用電單元和發(fā)電單元同時進入電力市場交易，會使得電力市場過于復(fù)雜。
（2） 新能源具有明顯的分布式特性，使得新能源發(fā)電單元單體容量大小不一、單體容量顯著低于傳統(tǒng)電源，此外新能源利用小時數(shù)明顯低于傳統(tǒng)電源，使得提供相同電量前提下新能源所需裝機量明顯高于傳統(tǒng)電源。上述因素共同導(dǎo)致未來發(fā)電單元數(shù)量大幅上升。但我們此前分析過，電力系統(tǒng)的平衡不可能只靠電力交易解決，最終還是要依靠電網(wǎng)進行最終的平衡。電力單元數(shù)量大幅上升，讓電網(wǎng)調(diào)度的復(fù)雜度和難度大幅上升。
（3） 電力行業(yè)作為受到高度監(jiān)管的行業(yè)，必然不會完全通過市場定價，政策層面各項約束必然存在。但各個地方由于經(jīng)濟結(jié)構(gòu)、自然條件存在差異，統(tǒng)一的約束條件自然而然無法兼顧各地實際情況。
2021 年 2 月 25 日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導(dǎo)意見》，首次正式提出了“源網(wǎng)荷儲”概念，是解決上述問題的一個重要手段，并有望成為未來電力系統(tǒng)最重要的概念之一。國家層面推出源網(wǎng)荷儲一體化概念后，各省也陸續(xù)提出當(dāng)?shù)卦淳W(wǎng)荷儲的發(fā)展指導(dǎo)意見和實施細(xì)則。

1.2 源網(wǎng)荷儲的作用及分類

如前文所述，源網(wǎng)荷儲本質(zhì)上是為了解決新能源快速發(fā)展必然帶來的電力市場過于復(fù)雜以及電網(wǎng)平衡難度大幅提高的問題。

為了解決上述問題，就需要降低電力系統(tǒng)復(fù)雜度，最直接的辦法就是對電力系統(tǒng)進行分解。按照國家的指導(dǎo)意見，我國源網(wǎng)荷儲將分為三個層級，即區(qū)域（省）級源網(wǎng)荷儲一體化、市（縣）級源網(wǎng)荷儲一體化、園區(qū)（居民區(qū)）級源網(wǎng)荷儲一體化。這樣上級源網(wǎng)荷儲只需要負(fù)責(zé)所有下級整個源網(wǎng)荷儲的平衡即可，至于下級源網(wǎng)荷儲內(nèi)部的平衡則由下級主體自身負(fù)責(zé)，與上級無關(guān)，這樣就大幅降低了單個源網(wǎng)荷儲主體平衡的復(fù)雜度。此外源網(wǎng)荷儲主體也可以代表內(nèi)部所有發(fā)電、用電單元統(tǒng)一參與上級的電力市場，這樣也大幅降低了電力市場的復(fù)雜度。
源網(wǎng)荷儲需要充分調(diào)動各項可調(diào)動資源支持消納：而對于單個源網(wǎng)荷儲單元內(nèi)部，則可以因地制宜設(shè)計方案，充分調(diào)動區(qū)域內(nèi)部各類資源，以效益最大化為原則發(fā)揮各自優(yōu)勢。
1）對于電源，要充分調(diào)動靈活性電源的積極性，合理規(guī)劃布局不同電源類型，做到優(yōu)勢互補；2）對于電網(wǎng)，要合理布局電源，充分發(fā)揮電網(wǎng)傳輸功能，提高電網(wǎng)利用率；3）對于負(fù)荷，要充分發(fā)揮負(fù)荷的調(diào)節(jié)能力，進一步加強多向互動，為系統(tǒng)提供調(diào)節(jié)支撐能力；4）對于儲能，要合理配置儲能并進行調(diào)節(jié)。
源網(wǎng)荷儲鼓勵電源和負(fù)荷就地平衡。由于用電成本中包含輸配電價，而輸配電價成本與所需的電網(wǎng)規(guī)模有關(guān)。一旦源和荷的距離拉大，一方面需要建設(shè)更長的輸電線路，另一方面需要提高輸電的電壓等級，從而導(dǎo)致電網(wǎng)層級增加，進一步增加輸電成本。此外，因此從成本的角度出發(fā)，我們更希望電源和負(fù)荷盡量靠近，而源網(wǎng)荷儲概念正好鼓勵電源和負(fù)荷就地平衡。
1.3 電力體制改革加速 源網(wǎng)荷儲商業(yè)模式逐漸清晰

隨著雙碳目標(biāo)提出，新能源建設(shè)熱情高漲，但不論傳統(tǒng)電源還是新能源，都對舊電價體系產(chǎn)生了不適應(yīng)。本質(zhì)原因是新能源出力完全依賴氣象條件，當(dāng)新能源比例過高時，電力除傳統(tǒng)的能量價值外，時間價值、空間價值、安全價值和環(huán)境價值的重要性日益凸顯，但是在現(xiàn)有以煤電為主體的電價機制中并未體現(xiàn)。成本傳導(dǎo)矛盾一方面導(dǎo)致需求側(cè)無法實時感知供給測的變化，使得時間和空間維度上局部過剩和局部緊缺同時存在，削弱電源側(cè)利用效率；另一方面不合理的價格機制無法有效引導(dǎo)投資，導(dǎo)致電力系統(tǒng)長期偏離成本最優(yōu)配置，帶來成本進一步上升。
在此背景下，近些年我國電力體制改革明顯加速：

1）中長期市場：2021 年 10 月“1439 號文”出臺，將所有燃煤發(fā)電和工商業(yè)用戶全部推入電力市場，中長期市場擴容邁出重要一步；

2）現(xiàn)貨市場：2017 年《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的通知》，電力現(xiàn)貨市場正式提上日程。2022 年 11 月國家能源局發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則(征求意見稿)》《電力現(xiàn)貨市場監(jiān)管辦法(征求意見稿)》，按下現(xiàn)貨市場正式運行加速鍵；

3）輔助服務(wù)：2021 年 12 月發(fā)布修訂版《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù)管理辦法》（簡稱新版“兩個細(xì)則”），將市場化電力用戶納入到輔助服務(wù)市場中。自此電力用戶也將參與分?jǐn)偦蚍窒磔o助服務(wù)的費用或收益。

4）輸配電價：2023 年 5 月 15 日，第三監(jiān)管周期輸配電價改革落地，拉大高、低電壓輸配電價價差，交叉補貼等歷史遺留問題開始厘清。
5）需求響應(yīng)：2023 年 5 月 19 日，國家發(fā)改委發(fā)布了《電力需求側(cè)管理辦法（征求意見稿）》和《電力負(fù)荷管理辦法（征求意見稿）》，對新形勢下需求側(cè)管理政策進行整合和提升。提出通過經(jīng)濟激勵為主的措施，引導(dǎo)電力用戶根據(jù)電力系統(tǒng)運行的需求自愿調(diào)整用電行為，實現(xiàn)削峰填谷，提高電力系統(tǒng)靈活性，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，促進可再生能源電力消納。
一系列電改文件出臺后，我國電力市場化基本要素已經(jīng)齊全，源網(wǎng)荷儲商業(yè)模式日漸清晰。

1.4 源網(wǎng)荷儲商業(yè)模式

隨著各項電改文件出臺，源網(wǎng)荷儲的優(yōu)勢方能得到真正發(fā)揮，順暢的電價機制，引導(dǎo)內(nèi)部電源、儲能建設(shè)，并充分發(fā)揮負(fù)荷的靈活調(diào)節(jié)能力，提高區(qū)域內(nèi)電源、電網(wǎng)、儲能設(shè)施的利用率，進而使得整個能源體系效率最大化。此外還可以以聚合商、虛擬電廠的形勢，參與電力市場獲取收益。由此可以衍生出如下商業(yè)模式：

（1） 源網(wǎng)荷儲作為售電主體參與電力交易

單個電力用戶原則上可以作為單獨主體參與電力市場，但電力市場具備高度的復(fù)雜性，因此規(guī)模較小的用戶一般會通過售電公司來代理其購電業(yè)務(wù)。源網(wǎng)荷儲單元的運營主體一般掌握著單元內(nèi)所有的發(fā)配售資源，也可以作為售電方，在單元電力緊缺時將單元內(nèi)購電需求進行整合在電力市場中通過與發(fā)電側(cè)直接交易或參與電力現(xiàn)貨市場降低購電成本，也可將單元內(nèi)發(fā)電資源進行整合通過電力市場向外部用戶售出獲得額外購電收入。
（2） 源網(wǎng)荷儲以虛擬電廠主體身份參與市場交易

同時擁有源網(wǎng)荷儲資源的單元也可以成為虛擬電廠的載體，通過將單元內(nèi)的可調(diào)節(jié)負(fù)荷、儲能、電動汽車、分布式電源等資源聚合起來，實現(xiàn)協(xié)調(diào)優(yōu)化控制，參與電力市場交易，既可以作為一個“正電廠”向電網(wǎng)供電調(diào)峰，也可以加大負(fù)荷消納配合電網(wǎng)填谷，還可以等同于電廠參與容量、電能量、輔助服務(wù)等各類電力市場獲得經(jīng)濟收益。
（3） 源網(wǎng)荷儲以負(fù)荷聚合商身份參與需求響應(yīng)

參與需求響應(yīng)是目前比較普遍的負(fù)荷側(cè)獲取額外收益的方法，對于配備供能和儲能設(shè)備的源網(wǎng)荷儲單元，如以負(fù)荷聚合商的身份通過內(nèi)部多能協(xié)調(diào)、能量轉(zhuǎn)移等方式可以大大提升其參與需求響應(yīng)的獲利空間。目前，江蘇、山東、浙江、山西、天津、上海等省市均為用戶側(cè)需求響應(yīng)制定了激勵政策，參與響應(yīng)的用戶也均獲得了可觀的收益。

（4） 源網(wǎng)荷儲參與綠電、綠證、碳市場

鼓勵可再生能源就地消納是源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補項目建設(shè)的重要目標(biāo)之一，部分地區(qū)對于源網(wǎng)荷儲一體化項目中可再生能源比例做出了要求。如廣西要求高占比的可再生能源消納率為源網(wǎng)荷儲一體化園區(qū)提供了參與綠證、消納配額和碳排放權(quán)交易獲取額外收益的可能。通過將園區(qū)內(nèi)富余的風(fēng)、光等可再生能源發(fā)電量折算成綠證或者配額售賣給可再生能源電力消納責(zé)任主體，或?qū)⑵湔鬯銥樽栽笢p排量售賣給碳排放主體，園區(qū)也可獲得額外“綠色”收入。
（5） 源網(wǎng)荷儲內(nèi)隔墻售電模式

根據(jù)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》等文件相關(guān)規(guī)定，園區(qū)滿足分布式發(fā)電市場化交易條件，園區(qū)內(nèi)分布式電源可進行市場化交易，即隔墻售電。
隔墻售電是降低企業(yè)用電成本最直接的手段之一。隔墻售電意味著冗余的本地電源可以就近消納，由于輸電距離很短，因此輸電成本最低，但現(xiàn)行的輸配電價制度卻無法體現(xiàn)這種價值。目前我國絕大多數(shù)省份的省級輸配電價都是相同的，這意味著不論用戶與分布式電源距離多遠(yuǎn)，所付出的輸電成本相同。而隔墻售電將解決這一問題，國家規(guī)定支持分布式電源開發(fā)建設(shè)和就近接入消納，結(jié)合增量配電網(wǎng)等工作，開展源網(wǎng)荷儲一體化綠色供電工業(yè)園區(qū)建設(shè)，廣西省也規(guī)定支持一體化項目內(nèi)的新能源拉專線供電和“隔墻售電”。

園區(qū)內(nèi)分布式發(fā)電資源擁有者可在同一交易片區(qū)內(nèi)與配電網(wǎng)內(nèi)就近電力用戶進行電力直接交易，交易價格由雙方協(xié)商確定。交易片區(qū)原則上限制在接入點上一級變壓器供電范圍內(nèi)。若源網(wǎng)荷儲一體化園區(qū)運營主體擁有園區(qū)內(nèi)所有分布式發(fā)電資源，可通過該模式獲取分布式發(fā)電的電能費及“過網(wǎng)費”，若園區(qū)內(nèi)其他用戶將其擁有的富余分布式發(fā)電量通過隔墻售電模式出售給園區(qū)內(nèi)其他主體，則園區(qū)運營主體作為配電機構(gòu)可收取相應(yīng)的“過網(wǎng)費”。

2. 電網(wǎng)機制對源網(wǎng)荷儲的影響

2.1 獨立配電網(wǎng)絡(luò)的重要意義

源網(wǎng)荷儲四要素中，網(wǎng)是比較特殊的存在。在任何區(qū)域內(nèi)，源、荷、儲都可以公共進行電力交易形成競爭，但網(wǎng)永遠(yuǎn)具有排他性，屬于壟斷經(jīng)營。因此在電力市場設(shè)計中，都盡量讓電網(wǎng)擺脫市場屬性，讓電網(wǎng)的收益與電力市場價格解耦，從而避免電網(wǎng)壟斷性質(zhì)對電力市場的影響。
我國電網(wǎng)運營商主要是國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)兩大區(qū)域性電網(wǎng)，省級的蒙西電網(wǎng)以及十多個小型地方電網(wǎng)等。由于歷史原因，國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)的輸電網(wǎng)和配電網(wǎng)一直處于統(tǒng)一運行管理的狀態(tài)。而歐洲等國家通常輸電網(wǎng)（對應(yīng)歐洲 TSO）和配電網(wǎng)（對應(yīng)歐洲 DSO）是分開的狀態(tài)，歐洲有數(shù)千家 DSO（Distribution System Operators，配電系統(tǒng)運營商），其職能與 TSO 類似，區(qū)別在于 DSO 管理電壓等級較低的輸電線路，且 DSO 之間的互聯(lián)較少，其主要職責(zé)是做好 TSO 和用戶的銜接，保證電力能有效地傳輸給用戶，同時保證 DSO和 TSO 安全穩(wěn)定運行。

2002 年電改 5 號文確立“廠網(wǎng)分開、主輔分離、輸配分開、競價上網(wǎng)”的十六字方針，輸配分開作為競價上網(wǎng)的重要前提之一，這么多年以來實質(zhì)上并未有效推進，甚至在國網(wǎng)整合部分地方電網(wǎng)公司后，輸配還有進一步整合的動作。電網(wǎng)作為具有天然壟斷屬性的資產(chǎn)，從安全性、統(tǒng)一調(diào)度的角度來看整合確實有一定的必要性，但從“競價上網(wǎng)“的角度說，輸配不分開會導(dǎo)致一些問題。
（1） 界面不清晰：對于一個源網(wǎng)荷儲單元內(nèi)的電網(wǎng)，主要作用是銜接單元內(nèi)的源、荷、儲并使其高效運作，但單個源網(wǎng)荷儲單元并不具備獨立運營的能力，需要上級電網(wǎng)對其進行支持，同時也在通過輔助服務(wù)支撐上級電網(wǎng)。兩者如果功能、界面、所有權(quán)不清晰則會影響上下級之間輔助服務(wù)市場的開展。因此單元內(nèi)部電網(wǎng)應(yīng)與上級輸電網(wǎng)獨立。

（2） 難以保證公平性：由于源網(wǎng)荷儲單元通常作為一個整體參與電力市場，屬于配電網(wǎng)的一部分，這與電網(wǎng)公司的配電網(wǎng)一定程度上存在競爭關(guān)系，如果輸配不分離就難以完全保證增量配電網(wǎng)的公平接入，從而導(dǎo)致運行效率降低。2016年我國發(fā)布的《有序放開配電網(wǎng)業(yè)務(wù)管理辦法》中就明確規(guī)定：電網(wǎng)企業(yè)按照電網(wǎng)接入管理的有關(guān)規(guī)定以及電網(wǎng)運行安全的要求，向項目業(yè)主無歧視開放電網(wǎng)，提供便捷、及時、高效的并網(wǎng)服務(wù)。
因此從這個角度出發(fā)，要想充分發(fā)揮源網(wǎng)荷儲就地消納、與上級電網(wǎng)互相支撐、不同單元之間電力交易順利開展，輸配分開是不得不走的一步。但基于當(dāng)前國情，電網(wǎng)資產(chǎn)龐雜，輸電與配電資產(chǎn)精確拆分工作量極大；另一方面在底層制度上，我國終端電價面臨極為交叉補貼問題，因此短時間內(nèi)存量輸配電網(wǎng)徹底分開存在現(xiàn)實阻力。但如果基于增量配網(wǎng)先行建設(shè)源網(wǎng)荷儲單元，其阻力則相對小很多。
2.2 增量配電網(wǎng)建設(shè)低于預(yù)期 近年來政策急需給與支持

為了進一步為競價上網(wǎng)、開展電力市場創(chuàng)造調(diào)節(jié)，2015 年“9 號文”提出鼓勵社會資本投資配電業(yè)務(wù)。按照有利于促進配電網(wǎng)建設(shè)發(fā)展和提高配電運營效率的要求，探索社會資本投資配電業(yè)務(wù)的有效途徑。逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業(yè)務(wù)，鼓勵以混合所有制方式發(fā)展配電業(yè)務(wù)。
隨后，國家層面先后發(fā)布《有序放開配電網(wǎng)業(yè)務(wù)管理辦法》、《國家發(fā)改委 國家能源局關(guān)于進一步推進增量配電業(yè)務(wù)改革的通知》、《關(guān)于制定地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)配電價格的指導(dǎo)意見》等文件，對增量配電網(wǎng)業(yè)務(wù)的開展給出明確規(guī)定。

但是增量配網(wǎng)改革卻面臨了一些阻力，由社會主體投資的增量配電網(wǎng)發(fā)展嚴(yán)重低于預(yù)期，除面臨電網(wǎng)在接入方面的障礙外，一個重要阻力即不同電壓等級之間的交叉補貼。根據(jù)我國現(xiàn)行政策，在給定各電壓等級輸配電價格后，增量配電網(wǎng)能夠獲得的收入上限就是不同電壓等級之間的輸配電價差，如增量配電網(wǎng)一端接入 10kV 電壓用戶，另一端接入220kV 電網(wǎng)，配電網(wǎng)的收入即 10kV 電壓等級與 220kV 電壓等級的輸配電價差值。但是在我國 2017-2019、2020-2022 兩個周期的輸配電價核定中，不同電壓等級之間存在巨大的交叉補貼，并未反映真實的輸配電成本，一方面不同電壓等級之間的輸配電價差極小，另一方面容量電價并未區(qū)分電壓等級，可理解為各電壓等級之間的容量電費價差為零，增量配電網(wǎng)無論電壓等級如何，均需向高電壓等級電網(wǎng)全額交納容量電費，無法從中獲得收益，導(dǎo)致配電網(wǎng)改革滯后。
但近年來，隨著雙碳目標(biāo)提出、電力市場化改革加速，增量配網(wǎng)的開展有望復(fù)蘇。5月 15 日《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項的通知》，不同電壓等級之間的電費差距顯著拉大，交叉補貼大幅減少。以浙江為例，上一輪核價周期中，兩部制電價最高電壓等級 220kV 輸配電價 0.1102 元/千瓦時，最低電壓等級 1-10kV 輸配電價 0.1772元/千瓦時，后者高出前者 60.1%。最新核定的電價中，220kV 輸配電價 0.0688 元/千瓦時，1-10kV 輸配電價 0.126 元/千瓦時，后者高出前者 83%，交叉補貼大幅減少。除此之外，對于兩部制中的容（需）量電價，上一核價周期不缺分電壓等級，此次區(qū)分電壓等級，體現(xiàn)為低電壓等級容（需）量電價大幅上漲，高電壓等級下降，進一步減少交叉補貼。而且整體來看，在兩部制電價中，容量電價比重增加、電量電價比重下降，增量配網(wǎng)的收益有望顯著增加。

源網(wǎng)荷儲概念的提出對增量配網(wǎng)開展起到促進作用。此前增量配網(wǎng)業(yè)務(wù)均禁止常規(guī)電壓拉專線向電力用戶供電，但大都鼓勵可再生能源就地消納，隨著雙碳戰(zhàn)略提出，新能源就地供電也就促進了配套輸電線路的建設(shè)。2021 年 8 月 20 日，河南省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于推進增量配電業(yè)務(wù)改革試點開展源網(wǎng)荷儲一體化建設(shè)的通知》，支持風(fēng)光儲及分布式電源就近接入增量配網(wǎng)，引導(dǎo)增量配網(wǎng)向清潔化、低碳化方向發(fā)展。
2.3 存量地方電網(wǎng)有望成為更大規(guī)模源網(wǎng)荷儲開展的基礎(chǔ)

目前我國電網(wǎng)運營商主要為國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)，其中國家電網(wǎng)公司負(fù)責(zé)我國 26 個省級行政區(qū)的輸配電工作，南方電網(wǎng)則主要負(fù)責(zé) 5 個。而事實上，除此之外，我國還有十多家地方電網(wǎng)在支撐中國電力事業(yè)的發(fā)展，支撐和保障著全國電網(wǎng)的穩(wěn)定運行，電力的穩(wěn)定供應(yīng)。這些地方電力公司，通常同時擁有發(fā)電和電網(wǎng)資產(chǎn)，電網(wǎng)通常來說運行電壓等級在220kV 以下，按照定義來說屬于配電網(wǎng)。

而除了諸如內(nèi)蒙古電力公司這樣的大型電網(wǎng)外，其余大部分地方電網(wǎng)通常難以完全依靠自身內(nèi)部電源保證自身供電能力，因此還需要由國家電網(wǎng)或南方電網(wǎng)輸送電力，由此產(chǎn)生了我國現(xiàn)存電力體制中一項非常特殊的電價機制——躉售電價。躉售電價即國網(wǎng)或南網(wǎng)向地方電網(wǎng)送電的價格，通常由政府核定，但在電力市場化背景下，躉售電價這種政府核定的固定電價已經(jīng)難以適應(yīng)新形勢的要求。
2022 年 4 月，湖南省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步明確躉售電價與分時電價有關(guān)事項的通知》，對于躉售電價做出調(diào)整。從 2022 年 4 月 1 日起，取消躉售電價，購電價格由“市場交易價格（國網(wǎng)湖南省電力有限公司代理購電價格）+接入省級電網(wǎng)企業(yè)對應(yīng)電壓等級輸配電價+政府性基金及附加”構(gòu)成。2022 年 7 月，兵團發(fā)改委對天富能源的電價也做出改革，核定了天富電網(wǎng)的輸配電價，并且上網(wǎng)電價參考新疆交易電價或直接在電力市場中形成。地方電網(wǎng)的輸配電價改革序幕也逐漸拉開。
隨著各地方電網(wǎng)陸續(xù)調(diào)整躉售電價政策并逐漸向市場化機制靠攏，與國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)相對獨立的地方電網(wǎng)公司，可以率先利用已有資產(chǎn)進行資源整合，構(gòu)建完整的源網(wǎng)荷儲結(jié)構(gòu)，優(yōu)先享受電力體制改革帶來的改革紅利，提高本地電力消納比例、降低用能成本，吸引更多優(yōu)質(zhì)電力用戶入駐。

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