源‑网‑荷‑储‑碳‑控六位一体零碳园区解决方案与工程实践

摘要

在我国 “双碳" 战略持续推进背景下，工业园区碳排放约占全国碳排放总量 31%，是实现碳达峰、碳中和目标的主战场。国家发改委、工信部、国家能源局印发《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910 号），标志我国零碳园区建设进入系统化落地阶段贵州省发展...。传统园区普遍存在能源结构转型困难、能碳管理数字化程度不足、源网荷储各子系统割裂、碳核算 “算不清、管不住、降不下"、分布式资源难以参与电力市场等现实痛点。本文围绕源‑网‑荷‑储‑碳‑控六位一体技术思路，以 AcrelEMS3.0 智慧能碳管理平台为核心，构建 “云‑边‑端" 三级协同的零碳园区整体技术架构，阐述能源监测、协同调度、能耗精细化管控、碳排放全流程管理、虚拟电厂聚合赋能五大核心模块功能。结合上海高研院科研零碳园区、河南交投零碳高速服务区两类示范工程开展案例分析，验证方案在降本增效、低碳减排、资产增值方面的实际成效。研究表明，源网荷储碳控一体化模式可以有效破解传统园区转型瓶颈，兼顾安全供能、经济效益与碳合规需求，可为国内不同类型园区的零碳化改造提供可复制参考方案。

关键词：零碳园区；源网荷储碳控；能碳管理平台；虚拟电厂；云边端协同；双碳

0 引言

碳达峰碳中和是我国经济社会绿色转型的重大国家战略。产业园区作为产业集聚、能源消耗集中的载体，既是经济发展引擎，也是碳排放重点区域，推动园区零碳化改造对落实双碳目标意义重大中国建筑节...。发改环资〔2025〕910 号文件明确提出加快用能结构转型、健全能碳核算体系、建设数字化能碳平台、推动多能互补利用、鼓励以虚拟电厂参与电力市场等重点任务，推动零碳园区由软倡议转向具备量化指标的硬约束管理，数字化平台成为零碳园区的标配基础设施中华人民共...。

现阶段国内园区零碳建设仍面临多重现实挑战：存量园区化石能源依赖度高，大规模光伏、储能接入带来孤岛效应、反送电、谐波污染等电能质量风险；传统人工管理模式造成能耗、碳排放数据滞后，碳资产无法有效盘活；光伏、储能、负荷、配网相互独立，缺少统一调度，弃光率高，峰谷电价红利难以充分挖掘；分布式可调资源聚合能力弱，难以常态化参与电力交易、需求响应市场，制约项目投资回报水平。

针对上述问题，行业逐步探索源‑网‑荷‑储协同基础上叠加碳管理、智慧管控的一体化技术路径。本文基于安科瑞零碳园区解决方案，论述 “源‑网‑荷‑储‑碳‑控" 六位一体系统架构、关键技术功能，并依托实际示范项目分析方案落地成效，为科研园区、交通服务区、产业工业园区零碳建设提供实践依据。

1 零碳园区建设政策背景与现实困境

1.1 国家政策导向

发改环资〔2025〕910 号文件作为零碳园区建设纲领性文件，明确园区建设四大方向：一是推动可再生能源开发、绿电直连就地消纳，优化能源结构；二是建立健全碳排放核算体系，部署一体化数字化能碳平台；三是统筹电、热、冷、气多能互补与梯级利用；四是聚合分布式能源资源，通过虚拟电厂参与电力市场交易，实现降碳同时创造市场化收益贵州省发展...。

政策导向呈现三大转变：第一，目标刚性化，可再生能源占比、单位能耗碳排放等指标成为园区考核硬约束；第二，管理数字化，强制推进能碳管理平台建设，实现数据实时采集、核算、智能调控；第三，运营市场化，鼓励绿电交易、虚拟电厂需求响应，实现 “降碳 + 增收" 双重价值。指标设置单位能耗碳排放、清洁能源消费占比、储能配置、超低能耗建筑等关键指标，引导园区开展系统性改造。

1.2 传统园区转型现实挑战

1）能源结构转型难度大：存量园区高度依赖化石能源，存量设备资产庞大。分布式光伏、储能大规模并网后，反送电、电能质量扰动、孤岛运行等安全问题凸显，新能源消纳矛盾突出。 

2）能碳管理效率低下：依靠人工抄表统计，能耗数据滞后，碳排放存在 “算不清、管不住、降不下"，无法满足碳核查、碳合规，碳资产难以参与碳交易变现。 

3）源‑网‑荷‑储系统割裂：光伏、储能、用电负荷、配网系统独立运行，缺少统一协同调度，造成弃光浪费，峰谷电价差收益无法充分挖掘，整体经济效益打折扣。 

4）虚拟电厂赋能能力不足：分布式资源缺乏标准化聚合手段，无法有效参与电力现货市场、辅助服务市场，能源资产价值未能充分释放。

1.3 转型发展机遇

光伏、储能、物联网、AI 算法技术持续迭代，单位建设成本持续下行，为园区改造提供技术底座；绿电交易、电力辅助服务、虚拟电厂等新型市场，园区能源管理由单纯 “降本" 转向 “降本 + 增收"；绿色金融、补贴、税收减免等政策红利，为零碳项目提供资金保障，园区零碳转型具备良好外部条件。

2 源‑网‑荷‑储‑碳‑控六位一体整体解决方案

2.1 总体架构

方案以源‑网‑荷‑储‑碳‑控六位一体协同优化为核心思想，依托 AcrelEMS3.0 零碳园区智慧能碳管理平台，采用云端决策、边缘智能、终端感知的云‑边‑端三层架构，打通能源生产、传输、消耗、存储、碳管理全链条，实现全局能源调度和碳排放协同管控。

• 终端感知层（端）：部署智能电表、碳电表、光伏逆变器、储能 BMS、协调控制器、充电桩、电能质量治理设备，实现毫秒级数据采集、就地保护与设备控制，构建系统硬件底座。解决分布式设备安全接入、数据采集问题，完成本地独立控制。

• 边缘智能层（边）：部署微网协调控制器、边缘网关，预置多工况控制策略，完成就地源网荷储协调控制，实现防逆流、削峰填谷、需量管控、新能源就地消纳，保障微网区域自治运行，降低云端通信压力。

• 云端决策层（云）：AcrelEMS3.0 平台作为智慧大脑，包含一舱（零碳数字驾驶舱），双引擎（综合能源管控引擎、微电网 AI 调度引擎），三中心（碳资产管理中心、综合能效分析中心、微电网智慧管理中心）。依托大数据与 AI 算法，完成功率预测、全局优化调度、碳盘查核算、虚拟电厂资源聚合，支撑上层业务应用。

整体架构打通六大业务场景：源（清洁能源发电）、网（配网、电能质量治理）、荷（各类用电负荷柔性调控）、储（储能充放电调度）、碳（碳计量、碳盘查、碳交易）、控（智慧平台管控），实现多系统深度协同。

2.2 核心功能模块

2.2.1 源‑网‑荷‑储综合监测与协同调度

该模块负责园区能源结构优化。实时监测、预测光伏、风电出力；对储能系统执行 AI 充放电策略，完成削峰填谷、峰谷套利、最大需量管控；充电桩执行有序充电策略，平抑负荷波动；实现配电设备状态监测、故障告警、智能运维，保障微电网安全运行。云‑边‑端协同模式下：云端负责全局经济调度、发电负荷预测；边缘层完成区域快速响应；终端设备完成就地保护控制。支持防逆流、柔性扩容、限功率等多种运行模式，解决分布式新能源并网安全难题，清洁能源就地消纳比例。

2.2.2 精细化能耗管理

建立 “园区总表‑建筑分表‑重点设备 / 楼层" 三级计量网络，全覆盖采集水、电、气能耗数据，摸清能耗底数。系统多维度拆解能耗结构，AI 对标行业基准，定位高耗能环节；设置能耗阈值，实现异常预警，形成 “发现‑整改‑复核" 闭环管控；联动微网调度输出节能改造建议，综合节能率可达 15%‑30%，挖掘园区节能降本潜力。平台通过能耗大屏可视化，实现能源消耗全景展示，支撑管理决策。

2.2.3 全流程碳排放管理

实现碳排放 “看得见、算得清、管得住"。依托碳电表实现碳排放因子实时采集，完成碳排精准计量；支持一键生成符合 ISO14064‑1 国际标准的碳排放盘查报告，满足第三方核查；系统可识别减排路径，基于历史数据和生产计划完成碳排放预测；对接碳市场信息，辅助碳配额、CCER 交易决策，实现碳资产数字化管理。该平台已通过 SGS 符合性评估，核算结果满足组织层级温室气体核算要求。

2.2.4 虚拟电厂聚合赋能

将园区内光伏、储能、充电桩、空调柔性负荷聚合为虚拟电厂资源池，具备聚合、交易、管理三类能力。一体化完成资源建模、全景感知、运行监控；实现需求响应申报、现货交易策略生成；配套考核评价、收益核算，把园区静态能源设施转化为可参与电网互动的可调资源，创造额外市场化收益，是实现园区 “降本增收" 的关键模块。

2.2.5 硬件配套体系

完整方案硬件包括多功能计量仪表、碳电表、电力网关、微网协调控制器、储能变流器、充电桩、电能质量治理设备、边缘网关等终端产品。硬件与 AcrelEMS3.0 平台适配，实现感知‑通信‑控制闭环，构建零碳园区技术底座。

3 工程案例分析

3.1 案例一：上海高研院零碳科研园区示范工程

3.1.1 项目概况

中国科学院上海高等研究院零碳园区为科研院所类零碳转型。项目以光储充放检一体化为核心，目标打造零碳科研示范园区，实现园区能源系统可感知、可调节、可优化，达成近零运行。项目痛点：科研园区楼宇分散，水电气数据相互孤岛；光伏储能接入需要协调微网安全运行；充电桩规模增长带来负荷冲击；需要完成碳排放量化管控。

3.1.2 实施方案

采用云‑边‑端三层架构： 

1）终端层：光伏逆变器、储能系统、充电桩、智能仪表完成底层数据采集与本地控制； 

2）边缘层：微网协调控制器实现区域新能源就地消纳、削峰填谷、防逆流保护，精细化控制最大需量； 

3）云端 AcrelEMS 平台：完成功率预测、全局协同调度、碳盘查、虚拟电厂接口。

打通各楼宇水、电、气数据壁垒，实现全域实时监测；光储协同，光照充足存储多余绿电，高峰时段释放电能；部署有序充电网络；平台集成 AI 算法实现能源流动态优化。

3.1.3 项目成效

1）降本增效：精细化能耗管理 + 峰谷套利，降低园区用电成本，减少无效能源损耗；

2）低碳减排：高比例绿电自发自用，降低化石能源消耗，碳排放总量显著下降； 

3）服务提质：建设标准化充电基础设施，满足科研人员绿色出行需求； 

4）价值延伸：系统可接入区域虚拟电厂，参与电网需求响应，拓展增值收益；项目实现综合收益提升 15% 以上，获得中国园区节能改造应用奖，为科研类园区零碳改造提供样板工程。

3.2 案例二：河南交投零碳高速服务区项目

3.2.1 项目概况

河南交投 “百千万" 零碳高速工程，规划建设 100 个以上零碳服务区。一期投资 7 亿元改造京港澳高速河南段，打造全国大规模高速公路绿色能源走廊。高速服务区场景痛点：站点地理位置分散，运维困难；光伏发电间歇性，存在弃光风险；电网对余电上网管控严格，需要毫秒级防逆流；传统运营成本高，亟需通过光储系统降本。

3.2.2 实施方案

构建 “1+N" 智慧管理体系：1 套云端智慧能源管理平台，N 个服务区部署 ACCU100 微网协调控制器，覆盖近 300 套光储一体化站点。AI 算法预测光伏出力和负荷，绿电就地消纳；储能系统峰谷充放电，降低最大需量；毫秒级防逆流控制，规避反送电考核风险；高速专网完成全部站点数据汇聚，解决站点分散的管理孤岛问题。

3.2.3 项目成效

经济效益：一期投资测算 5‑6 年实现投资回收；削峰填谷提升光伏储能资产价值，降低服务区用能成本。环境社会效益：分布式光伏大规模应用，服务区碳排放持续下降；打造交通领域零碳服务区样板，方案经验可向全国高速服务区复制推广，获评综合能源服务落地实践典型项目奖。

4 方案综合效益分析

4.1 经济效益

1）降低用能成本：储能峰谷套利；削峰填谷降低最大需量电费；自发光伏消纳，减少电网购电。 

2）新增市场化收益：储能参与电力辅助服务获取补贴；碳减排形成 CCER/CEA 配额参与碳市场交易；虚拟电厂需求响应获取补偿，实现从单纯节能到 “降本 + 增收" 模式升级。

4.2 环境效益

持续降低园区碳排放，助力达成零碳 / 近零碳目标；改善企业 ESG 表现，提升资本市场认可度；打造绿色品牌，吸引绿色产业入驻园区。

4.3 运营管理效益

储能可作为应急备用电源，提升供电可靠性；远程监控、设备故障智能诊断，减少人工巡检运维成本；大数据分析为园区能源规划、设备升级提供科学决策依据。

5 现存问题与展望

从工程实践来看，零碳园区建设仍然面临若干现实挑战：一是前期建设投资规模较大，部分园区投资回报周期较长，需要绿色金融、商业模式创新进一步降低门槛；二是虚拟电厂、碳交易市场化收益存在不确定性；三是不同产业园区禀赋差异巨大，需要因地制宜定制化设计源‑网‑荷‑储‑碳‑控方案，不能直接照搬标准化模板；四是碳核算标准、数据接口规范，推动跨平台数据互通。

未来零碳园区发展方向可以概括为： 

1）深化 AI 大模型在源网荷储调度、负荷预测、碳排预测方面应用，进一步提升系统自主优化能力； 

2）拓展氢电耦合、余热利用等多能耦合场景，丰富多能互补应用； 

3）强化虚拟电厂与碳资产管理深度联动，打通 “电力‑碳" 联合调度，挖掘更多增值商业模式； 

4）推动技术方案标准化，形成面向工业园区、科研院所、交通服务区、商业园区等细分场景的标准化实施导则，加速零碳技术规模化复制落地。

6 结论

国家政策驱动下，零碳园区已经成为我国实现双碳目标的关键载体。传统园区普遍面临能源结构、数字化管控、多系统协同、市场化运营多重瓶颈。本文提出的源‑网‑荷‑储‑碳‑控六位一体解决方案，依托云‑边‑端协同架构与 AcrelEMS3.0 能碳管理平台，覆盖能源监测、协同调度、能耗精细化管控、碳排放全生命周期管理、虚拟电厂资源聚合五大核心能力。

上海高研院科研园区、河南交投高速服务区两个不同类型示范项目实践表明，该一体化方案可以兼顾安全供能、节能降本、碳合规与市场化增值多重目标，具备良好工程可行性。随着电力市场、源网荷储碳控一体化技术将在各类园区零碳转型中发挥更大价值，为我国经济社会全面绿色转型提供有力支撑。