山东省能源局发布源网荷储一体化试点实施细则的通知

3月5日，山东省能源局发布源网荷储一体化试点实施细则的通知。

原文如下：

关于印发源网荷储一体化试点实施细则的通知

各市发展改革委（能源局），国网山东省电力公司，山东电力交易中心：

根据国家发展改革委、国家能源局《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）和国家能源局《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024〕93号）等文件要求，为促进新能源消纳利用，助力新型电力系统建设，我们研究编制了源网荷储一体化试点实施细则。现印发给你们，并将有关事项通知如下。

一、试点模式

结合我省电力市场化改革和电力运行实际，源网荷储一体化试点工作按照4类模式组织实施，分别为就地就近消纳、绿电交易、虚拟电厂、分布式自发自用，各类模式试点项目实施条件、运行管理等具体要求详见附件1-4。源网荷储一体化试点项目（以下简称“一体化项目”）需符合现行法律法规、电力行业相关政策、规范、标准规定，满足安全、环保等有关要求，严禁借一体化项目名义为违规电厂转正、将公用电厂转为自备电厂、拉专线、逃避政府性基金及附加等。

二、申报评审

（一）各市发展改革（能源）部门负责对照各类模式具体要求，组织摸排辖区内企业需求和意愿，指导企业因地制宜选择试点模式开展试点工作。就地就近消纳类试点项目前期已进行部署，暂不新增申报，尚未纳规的项目按照附件1的参考大纲编制实施方案。绿电交易类、分布式自发自用类试点项目按照附件2、附件4的参考大纲编制实施方案。对于虚拟电厂类试点项目，前期已申报试验示范且属于源网荷储一体化类型的，纳入试点申报范围，根据企业意愿，由企业编制实施方案（详见附件3），直接报送省能源局；新增项目按照我省虚拟电厂注册相关要求进行注册，由国网山东省电力公司征求企业意见后，将符合条件的项目报送省能源局，并附项目实施方案。

（二）项目申报前，各市发展改革（能源）部门负责会同相关部门和供电公司对拟申报的绿电交易类、分布式自发自用类试点项目进行初审，对项目建设规模、实施条件、消纳能力、接入电网可行性等进行评估，明确评估意见后报送省能源局。今年拟申报试点项目请于3月底前完成报送。

（三）各市发展改革（能源）部门和国网山东省电力公司每半年报送一次申报材料。省能源局将会同有关部门，组织专家对各市申报和国网山东省电力公司推送的项目进行评估论证。评估内容主要包括方案编制情况，风、光等新能源资源落实情况，储能配置情况，新增负荷投产计划及建设条件落实情况，新能源消纳匹配情况，变电站建设、电力系统接入可行性、项目经济社会效益等相关情况。项目单位按照评估意见修改完善后，省能源局按程序将项目纳入年度试点名单。

三、建设实施

涉及新建项目的，项目投资主体要严格按照申报内容开展项目建设，不得擅自变更实施范围、建设地点、建设内容、股权结构等。项目建设完成后，市级发展改革（能源）部门负责组织有关单位，根据批复方案和相关规定进行验收，出具验收意见，验收通过后向省能源局报备。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，市级能源主管部门对项目建设做好指导把关。

四、监督管理

市级发展改革（能源）部门负责项目建设监管，做好动态监测、定期预警，组织开展项目建成后的质效评估等工作；对未按要求建设的一体化项目责令整改，按季度向省能源局报送监管情况。要坚决避免出现借用“源网荷储一体化”名义套取新能源资源现象，当项目负荷未按要求建设或达不到试点要求时，应重新编制实施方案并履行申报程序。项目纳入试点后2年内未开工的，取消项目试点资格。

试点实施过程中，如遇国家政策调整，按照国家相关政策规定执行。

附件：1.新能源就地就近消纳模式试点项目实施细则（试行）

2.绿电交易模式试点项目实施细则（试行）

3.虚拟电厂模式试点项目实施细则（试行）

4.自发自用模式试点项目实施细则（试行）

山东省发展和改革委员会

国家能源局山东监管办公室

山东省能源局

2025年3月5日

新能源就地就近消纳模式试点项目

实施细则（试行）

一、总体要求

新能源就地就近消纳模式适用于周边新能源资源条件较好、对绿电直连有明确要求的出口型企业。新能源就地就近消纳建设源网荷储一体化项目（以下简称“一体化项目”）应以提升新能源消纳水平为目标。重点发展每年不低于2亿千瓦时新能源电量消纳能力且新能源电量消纳占比不低于整体用电量50%的项目。新能源直连线路原则上由电网企业投资建设、运营和管理（不包括已纳规并批复接入系统方案的项目），国家有新政策的，按国家最新政策执行。输配电价及政策性费用按照国家和山东省相关政策执行。

二、实施条件

（一）投资主体。一体化项目内电源、负荷、储能原则上由同一主体投资，作为一个经营主体运营（不包括已纳规并批复接入系统方案的项目）。依托增量配电网实施的一体化项目，电源、电网（增量配电区域内输配电设施）、储能原则上由同一主体投资（同一主体控股视为同一投资主体），作为一个经营主体运营。在方案编制、企业报装立户、并网调度协议签订、供用电合同签订、交易注册等关键环节应进行同一主体一致性验证。

（二）电源项目。电源类型可包括风电、光伏、生物质发电以及分布式燃气机组，统筹资源禀赋、用电负荷、用电特性、调节能力、投资规模、税收贡献等，合理确定各类装机规模。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。

（三）并网要求。一体化项目应做好接入系统方案、继电保护、安全自动装置、自动化系统、通信网等规划设计，提出合理配置方案。

（四）新增负荷。一体化项目用电负荷应为新增负荷（不包括已纳规并批复接入系统方案的项目），取得相关主管部门的核准（备案）文件。一体化项目批复或纳规时未向电网企业报装的用电项目、已报装但配套电网工程尚未批复或立项的用电项目，已报装但供电方案尚未答复的均可视为新增负荷。新增负荷需满足在新的不动产权证范围内报装或在原址改、扩建时，单独划定一体化项目区域，且具备独立不动产权证、满足独立报装条件。

原有用电主体通过销户新装、更名、过户等方式在原厂区变更用电，或前期未单独报装立户（如企业的车间、分公司等）但已与电网形成电气联络的存量负荷，均不作为新增负荷。新增负荷与存量负荷原则上不产生直接电气连接。

（五）储能配置。一体化项目应根据企业自身需求，自愿合理配置储能。储能应自行建设，不得作为独立主体参与电力市场交易。

（六）方案编制。申请纳规的一体化项目应参考附件大纲编制实施方案，并提供负荷核准（备案）文件或项目建设相关框架协议，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，电网企业对项目接入电网的支持性意见，以及建设单位相关材料。

三、运行要求

（一）投运时序。一体化项目应合理确定新增负荷、电源、储能建设时序，确保同步规划、同步建设、同步投产、同步运营。电网企业应合理安排线路工程建设时序，确保与一体化项目投产时序匹配。电源项目不得早于新增负荷和储能设施开工、投产，分期投产的须在项目申请阶段及实施方案中明确分期建设方案及投产计划，且每期每批电源、储能装机规模及投产时序都要与新增负荷相匹配。省能源局会同相关部门评估并同意分期分批建设后，项目投资主体可分期分批办理并网手续。

（二）并网运行。一体化项目不应影响电力系统安全稳定运行，接入系统应符合电力系统运行要求，完成相关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，确保安全稳定运行。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。

（三）自主调峰。一体化项目应建设源网荷储一体化管控平台，作为整体参与电力市场交易；因负荷停运、故障异常、交易报价等造成弃风弃光，由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）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。一体化项目具备独立经营主体地位，作为用户进行市场注册，一体化项目从公用电网购电电量和上网电量按我省电力市场规则结算。

（二）统计要求。一体化项目各类资源分类装表计量并纳入电力统计。其中，用电量是指用户（含电力生产用户）耗用的全部电量，一体化项目用电设备耗用电量、发电设备损耗电量、储能设备损耗电量等计入用电量；发电量是指全部发电设备的关口计量电量，根据不同电源类型纳入相关统计范围。

（三）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、输配电价按国家和我省有关政策规定执行。