山东省能源局发布源网荷储一体化试点实施细则的通知

XX源网荷储一体化项目（绿电交易模式）

实施方案参考大纲

一、设计依据、设计范围、设计原则

（一）设计依据。

（二）设计范围和设计原则。

（三）设计水平年。

二、项目概况与建设必要性

（一）项目概况。

（二）建设必要性。

三、项目主要建设内容

（一）电源建设内容。

（二）储能建设内容。

四、项目实施条件

（一）电源实施条件。

（二）电网实施条件。

（三）负荷情况。

（四）储能实施条件。

（五）源网荷储匹配分析。

五、电网电力平衡和系统调峰分析

（一）电力平衡及分析。

（二）系统调峰能力分析。

六、接入系统方案

（一）周边电网概况。

（二）接入系统方案。

（三）潮流计算分析。

（四）暂态稳定分析。

（五）系统短路电流计算。

（六）系统短路比计算。

（七）技术经济性分析及投资估算。

七、电力市场交易

八、结论

（一）接入系统推荐方案。

（二）投资估算。

九、附件

（一）建设单位工商注册信息、法定代表人信息、统一社会信用代码、工商营业执照、信用证明、审计报告等。

（二）负荷单位工商注册信息、法定代表人信息、统一社会信用代码、工商营业执照、信用证明等。

（三）自然资源、生态环境、文旅、水利、国防动员等部门对项目选址的支持性意见。

（四）已纳入省级年度建设计划的有关文件。

（五）供电公司对项目接入电网的支持性意见。

（六）绿电交易合同或合作协议。

（七）其他支持性文件。

虚拟电厂模式试点项目实施细则（试行）

一、总体要求

虚拟电厂模式适用于依托未纳入调度管理范围的分布式电源、用户侧或分布式储能、可调节负荷等各类资源建设的一体化项目，聚合资源应分别接入公用电网，可在不同区域内，通过聚合为虚拟电厂参与电力市场交易，实现源网荷储灵活互动，聚合资源由虚拟电厂运营商自主管理。此类项目由项目主体负责组织实施，国网山东省电力公司定期将项目运行情况向省能源局报备。

二、实施条件

（一）要素条件。

电源类型为未纳入调度管理范围的分散式风电、分布式光伏、分布式燃机、储能等。常规水电、煤电、核电、抽水蓄能等不得接入一体化项目。用电负荷应符合国家有关政策，不属于国家《产业结构调整指导目录》中淘汰类及限制类项目，具有省内独立电力营销户号，同一用户仅能由一家虚拟电厂运营商代理。一体化项目的储能配置比例应与负荷特性、新能源规模等相匹配。已建成（含在建、已批复接入系统）、纳入调度管理范围的调节性电源或储能设施不得参与构建一体化项目。

（二）准入流程。

1.资源建档。采用虚拟电厂模式实施的一体化项目，各类资源应分别接入公用电网并形成清晰的物理界面，需建设聚合平台，具备数据采集、运行监测、分析决策、指令分解功能，满足国家、行业相关规定和要求，并通过具有资质的第三方测评机构的网络安全检测认证。平台应接入新型电力负荷管理系统，并在系统中完成一体化项目虚拟电厂、机组、聚合资源档案维护。

2.市场注册。虚拟电厂模式一体化项目参与电能量或辅助服务市场，应按照国家相关要求及我省虚拟电厂注册有关要求进行注册。

3.能力测试。虚拟电厂模式一体化项目参与电能量或辅助服务市场，应由电网企业、调度机构对项目进行聚合资源、聚合方式、被聚合资源调节能力测试，完成对项目中各虚拟电厂机组调节能力认定，并向电力交易机构提供实际调节能力证明。一体化项目调节能力、连续调节时长等应满足《山东电力市场规则（试行）》有关要求。

4.公示生效。电力交易机构对参与电能量或辅助服务市场的一体化项目进行完整性校核，审核通过后予以公示。公示无异议后，一体化项目与电力交易机构签订入市协议，注册生效。

三、测试要求

虚拟电厂模式的一体化项目参照虚拟电厂验收及测试要求，由电网企业组织开展。验收内容包括聚合资源校核、平台功能校验等，验收通过后方可申请调节能力测试。一体化项目需配合验收工作，提供现场验收条件，针对验收中发现的问题，制定整改方案并认真落实。在验收和测试过程中，应确保人身、电网和设备运行安全和操作安全，如因一体化项目准备不充分、策略不当等原因造成人身、电网、设备损失的，由一体化项目方承担相应责任和损失，并妥善处置相关舆情。

四、运行管理

（一）市场交易。采用虚拟电厂模式实施的一体化项目，以虚拟电厂方式参与市场，并满足虚拟电厂参与现货市场的技术要求。发电储能类机组与负荷类机组应按发电单元和用电单元分开申报、出清、交易、结算，同一时段调节方向不得相反，不可占用系统调峰能力。

（二）结算计量。虚拟电厂模式参与市场的一体化项目，由电网企业对各类资源单独计量、抄表、清分，按市场规则结算原则进行计算并结算到户。各类资源分类装表计量并纳入电力统计。一体化项目结算按国家和我省的有关政策和市场规则规定执行，后续如遇国家政策调整，按照国家政策执行。

（三）调度管理。当公用电网电力供应紧张时，一体化项目应按要求参与需求响应、有序用电、紧急负荷控制。特殊情况下，电力调度机构有权将一体化项目作为地区应急资源，为公用电网提供支撑，一体化项目应予以配合，接受公用电网统一调度，上网价格按照市场规则执行。

XX源网荷储一体化项目（虚拟电厂模式）

实施方案参考大纲

一、设计依据、设计范围、设计原则

（一）设计依据。

（二）设计范围。

（三）设计原则。

二、项目概况

（一）项目实施背景。

（二）项目实施概况与建设必要性。

（三）项目实施条件。

（四）项目虚拟电厂运营商及代理用户介绍。

三、项目建设内容

（一）建设规模。

（二）建设方案。

（三）项目规划与建设周期。

四、系统建设方案

（一）系统架构及功能描述。

（二）平台接入方案。

（三）聚合平台安全防护测试。

（四）投资估算。

（五）经济和社会效益。

（六）安全责任划分。

五、聚合资源能力分析

（一）聚合资源负荷特性分析。

（二）用电/发电能力分析。

（三）电力平衡及分析。

（四）系统调峰能力分析。

六、电力市场交易

七、附件

（一）建设单位工商注册信息、法定代表人信息、统一社会信用代码、工商营业执照、信用证明、审计报告等。

（二）其他支持性文件。

分布式新能源自发自用模式试点项目实施细则（试行）

一、总体要求

自发自用模式源网荷储一体化项目（以下简称“一体化项目”）适用于配电网承载能力不足、分布式新能源可开放容量受限区域。用电企业通过配建一定规模储能设施，增加新能源大发时段用电负荷，在本厂区范围内建设分布式新能源，所发电量原则上全部就地消纳。项目实施不应影响电力系统安全运行。

二、实施条件

项目可由多家企业联合开发建设，电源类型为分散式风电、分布式光伏、生物质发电、分布式燃气机组等。常规水电、煤电、核电、抽水蓄能等不得接入一体化项目。已接入公用电网（含在建、已批复接入系统）的电源项目不得改接入一体化项目。一体化项目的储能配置比例、时长应与负荷特性、新能源规模等相匹配，按照科学合理的容量规模比例及时长配置，鼓励配置长时储能。已建成（含在建、已批复接入系统）的调节性电源或储能设施不得参与构建一体化项目。该模式一体化项目的负荷可以为增量负荷，也可以为存量负荷。申请纳规或纳入省级年度建设计划的一体化项目应参考附件大纲编制实施方案。

三、运行要求

（一）项目接入。一体化项目接入系统应符合电力系统安全稳定运行要求，完成相应性能试验及涉网试验。主要设备应满足国家、行业技术标准及管理规范有关要求。电网企业按照国家、省相关技术标准和有关要求签订一体化项目并网调度协议、购售电合同、供用电合同等，并按程序办理项目并网手续。

（二）运行管理。一体化项目原则上不得向大电网反送电，如发生反送情况，反送电量按所在节点现货实时市场价格结算，纳入保障性电量来源。当项目用电负荷安排年度常规检修时，在具备新能源送出和消纳空间的前提下，可临时申请新能源上网发电，上网时段应由储能实现发电时段转移。在编制项目实施方案时，企业应根据行业自身特点，明确每年常规检修时间。

（三）应急调度。当公用电网电力供应紧张时，一体化项目应按要求参与需求响应、有序用电、紧急负荷控制。特殊情况下，电力调度机构有权将一体化项目作为地区应急资源，为公用电网提供支撑，一体化项目应予以配合，接受公用电网统一调度。

四、交易结算

（一）市场交易。一体化项目作为整体以用户身份参与市场交易，其用网电量根据市场用户类型，按照国家和我省的有关政策和市场规则规定结算电费，后续如遇国家政策调整，按照国家政策执行。

（二）应急结算。应急调度情况下，上网电量结算按我省电力市场规则执行。

（三）统计要求。一体化项目的用电量、发电量应分别统计，在一体化项目运行期内，因负荷停运、设备检修、故障异常或调峰能力不足、交易报价等造成项目弃风弃光，项目投资主体自行承担风险，不纳入全省弃风弃光电量统计。

（四）社会责任。一体化项目（含厂区内分布式电源）自发自用电量的政策性交叉补贴、系统备用费、政府性基金及附加按国家和我省有关政策规定执行。

XX源网荷储一体化项目（分布式新能源自发自用模式）实施方案参考大纲

一、设计依据、设计范围、设计原则

（一）设计依据。

（二）设计范围和设计原则。

（三）设计水平年。

（四）项目概况。

二、电力系统现状

（一）电网现状。

（二）电源现状。

（三）负荷现状。

三、电力发展规划

（一）负荷预测。

（二）电源规划。

（三）电网发展规划。

四、电力供需平衡分析

（一）建设必要性。

（二）负荷情况。

（三）负荷特性。

（四）电源出力情况。

（五）调峰计算。

五、电网电力平衡和系统调峰分析

（一）电力平衡及分析。

（二）系统调峰能力分析。

六、接入系统方案

（一）周边电网概况。

（二）局部电网情况。

（三）接入系统方案。

（四）潮流计算分析。

（五）电能质量评估。

（六）技术经济性分析及投资估算。

七、电力市场交易

八、结论

（一）接入系统推荐方案。

（二）投资估算。

九、附件

（一）建设单位工商注册信息、法定代表人信息、统一社会信用代码、工商营业执照、信用证明、审计报告等。

（二）供电公司对项目接入电网的支持性意见。

（三）其他支持性文件。