重磅！山东推4类源网荷储一体化试点！
近日，山东省发改委、山东省能源局、山东省能监办联合下发《关于印发源网荷储一体化试点实施细则的通知》，并推出4类源网荷储一体化试点项目，分别为： 就地就近消纳、绿电交易、虚拟电厂、分布式自发自用！ 各类试点项目的主要要求如下：（详细要求见附件） 1、就地就近消纳试点 1）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。依托增量配电网实施的一体化项目，电源、电网、储能原则上由同一主体投资，作为一个经营主体运营。 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。 2）一体化项目用电负荷应为新增负荷，取得相关主管部门的核准（备案）文件。新增负荷与存量负荷原则上不产生直接电气连接。 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。 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但已与电网形成电气联络的存量负荷，均不作为新增负荷。 3）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。 4）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。 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。 2、绿电交易模式试点 绿电交易模式适用于周边新能源资源较差、有较强绿电使用需求的项目。 1）支持已纳入省级年度建设计划的新能源项目投产后通过绿色电力交易与相应负荷锁定绿电使用规模。本类项目不要求绿电规�：褪褂帽壤捎啥嗉移笠倒餐ㄉ�。 2）各类电源、储能并网线路和用电负荷供电线路原则上由电网企业建设。 3）负荷要求。一体化项目用电负荷可以是增量负荷，也可以是存量负荷，项目申报前应与负荷单位签订绿电交易协议，并提供负荷单位相关资料。 4）储能配置。一体化项目应根据企业自身需求，自愿合理配置储能项目。储能应自行建设，不得作为独立主体参与电力市场交易。 5）新能源项目全电量参与市场交易，用电项目根据市场用户类型参与市场交易，新能源项目和用电项目通过绿色电力交易完成电能量交易和绿证划转。 3、虚拟电厂模式试点 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。 4、分布式新能源自发自用模式试点 自发自用模式源网荷储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。 1）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。 2）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。 3）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。 4）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。 5）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。 6）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。 7）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。 8）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。 9）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。
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