12月22日，寧夏自治區發展改革委關于做好源網荷儲一體化項目建設的通知。
根據通知，源網荷儲一體化項目按照“自主調峰、自我消納、自發自用”原則，由同一投資主體建設電源、電網、負荷、儲能，作為一個市場主體統一規劃建設、統一接入并網、統一調度運營，分屬不同投資主體的應成立合資公司。
組織實施方面。各市能源主管部門承擔組織實施主體責任，根據本地人民政府批復意見，商行政審批部門，按照審批權限及時備案（核準）光伏、儲能和220kV及以下輸變電工程。風電、330kV以上輸變電工程、負荷項目要按審批權限商有關部門及時辦理前期和審批手續。項目建設運行情況每季度向自治區能源主管部門報備。
原文見下：
自治區發展改革委關于做好源網荷儲一體化項目建設的通知
寧發改規發〔2023〕17號
五市發展改革委、寧東基地經濟發展局，國網寧夏電力公司：
為了貫徹落實《國家發展改革委 國家能源局關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕280號）文件要求，提升我區以新能源為主體的系統運行效率和電源開發綜合效益，構建新型新能源供給消納體系，推動新能源自發自用就近消納，提升新增負荷可再生能源電力消納比重，促進我區相關產業高質量發展，結合《寧夏回族自治區光伏發電項目管理暫行辦法》（寧發改規發〔2023〕4號），現就做好電力源網荷儲一體化項目有關工作通知如下：
一、源網荷儲一體化項目建設相關要求
源網荷儲一體化項目按照“自主調峰、自我消納、自發自用”原則，由同一投資主體建設電源、電網、負荷、儲能，作為一個市場主體統一規劃建設、統一接入并網、統一調度運營，分屬不同投資主體的應成立合資公司。
（一）電源側要求。“一體化”項目合理確定新能源裝機規模，交流側裝機容量不超過對應新增負荷、儲能規模之和。同一負荷主體不得重復配套新能源項目。“一體化”項目新能源電站原則上不向電網反送電，不計入全區新能源利用率統計范圍，投資主體自行承擔棄電風險。
（二）電網側要求。配套電網設施由投資主體自主建設。項目接網工程原則上由電網企業統一建設，電網企業建設有困難或規劃建設時序不匹配的，可由投資主體建設，經雙方協商達成一致后，由電網企業依法依規適時回購。
（三）負荷側要求。負荷項目應是符合經濟社會和產業發展規劃，在《通知》印發后開工建設的，年用電量不低于5億千瓦時的新增負荷；新能源制氫項目。優先支持自治區鼓勵發展的、可靈活調節的產業負荷。為保證界面清晰、準確計量，新增負荷與存量負荷不得有任何電氣連接。
（四）儲能側要求。“一體化”項目綜合新能源發電特性及負荷特性，自主確定儲能建設方式和規模，已建成的調節電源不得參與構建源網荷儲一體化項目。“一體化”項目中配套儲能設施不能作為獨立主體參與輔助服務等電力市場，也不得通過租賃方式配置或對外租賃盈利。
二、“一體化”項目并網相關要求
（一）項目全流程“一體化”。“一體化”項目實行一體化申報、一體化評估、一體化納入清單、一體化建設、并網與運營。“一體化”項目中電源與負荷原則上應在同一區域范圍內，不得異地建設。
（二）科學調整運行能力。新增負荷、調節能力運行周期不得低于新能源項目全生命周期。運行期內若用電負荷、調節能力減少或中斷，項目單位需重新引進用電負荷、調峰能力，確保實施效果不低于項目實施方案水平。無法完成上述要求，配套新能源應根據負荷、調峰能力變動情況，同步等比例退坡解列。
（三）清晰界定接入界面。“一體化”項目中電源、負荷、儲能等應接入同一匯集點，匯集點與大網通過專線聯絡，與大電網間形成清晰物理界面。“一體化”項目應在發電、廠用電、并網、自發自用、儲能等關口安裝符合相關標準的計量裝置。
（四）規范開展電網接入工作。電網企業應按照《電網公平開放監管辦法》相關要求對基本建成的“一體化”項目進行并網，并進一步壓減辦理時限。如有必要可參照國家相關標準規范，結合源網荷儲一體化項目特點，制定我區“一體化”項目并網技術規范。
三、“一體化”項目運營管理相關事項
（一）公平承擔社會責任。“一體化”項目自發自用電量按規定繳納政府性基金及附加、政策性交叉補貼和系統備用費。在國家相關政策出臺前，系統備用費參照自治區燃煤自備電廠備用費有關標準執行。電網企業按照協商確定的容（需）量安排接入空間，對超出協商容（需）量用電的免于承擔供電責任，補收超出容（需）量用電的基本電費及系統備用費，并按補收電費三倍收取違約電費。
（二）支持參與市場交易。“一體化”項目作為獨立市場主體，在充分自我消納新能源電量基礎上，可通過大電網購電。下網電量按照自治區相關電力市場規則要求參與市場交易，用電價格由上網電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加等構成。
（三）必要時參與電力保供。電網企業按照國家、自治區相關標準、要求和驗收意見，與并網“一體化”項目簽訂調度協議。當電力系統出現供電緊張時，“一體化”項目應根據全網電力平衡情況，依據調度指令控制下網功率。下網電量應按照寧夏電力市場輔助服務相關條款承擔相應分攤費用。
（四）富余電力可交易。原則上“一體化”項目不向電網反送電。當公用電力系統確有消納空間，“一體化”項目富余電力可依據調度指令有序上網，上網電量結算價格通過參與區內電力交易方式確定。上網電量應公平承擔公網發電企業調峰輔助服務分攤等社會責任。
四、“一體化”項目審批實施相關程序
（一）申報審批。各地市自行組織轄區內“一體化”項目申報，會同相關部門、電網企業進行評估，必要時組織或委托第三方咨詢機構進行評估，提出評估建議，報地市人民政府審定后批復實施。跨地市“一體化”項目提級審核。批復的“一體化”項目自動納入年度開發方案，不占用其他類別新能源項目規模。
（二）組織實施。各市能源主管部門承擔組織實施主體責任，根據本地人民政府批復意見，商行政審批部門，按照審批權限及時備案（核準）光伏、儲能和220kV及以下輸變電工程。風電、330kV以上輸變電工程、負荷項目要按審批權限商有關部門及時辦理前期和審批手續。項目建設運行情況每季度向自治區能源主管部門報備。
（三）監督管理。地市能源主管部門要加強“一體化”項目建設運營監管，避免項目批建不符，影響電力供應安全；要會同有關部門、電網企業對一體化項目進行動態監測和定期預警，評估存在的重大風險，督促整改。投資主體承擔建設主體責任，按照批復的實施方案建設、運行，對項目的經濟性、安全性全權負責。
以上政策自發布之日起30日后的確定日期實施，有效期至2025年12月31日，由自治區發展改革委負責解釋。如遇國家政策調整，與國家政策不一致的，按照國家政策執行。
寧夏回族自治區發展改革委
2023年12月21日
（此件公開發布）
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