根据通知，源网荷储一体化项目按照“自主调峰、自我消纳、自发自用”原则，由同一投资主体建设电源、电网、负荷、储能，作为一个市场主体统一规划建设、统一接入并网、统一调度运营，分属不同投资主体的应成立合资公司。
电源侧要求。“一体化”项目合理确定新能源装机规模，交流侧装机容量不超过对应新增负荷、储能规模之和。同一负荷主体不得重复配套新能源项目。“一体化”项目新能源电站原则上不向电网反送电，不计入全区新能源利用率统计范围，投资主体自行承担弃电风险。
电网侧要求。配套电网设施由投资主体自主建设。项目接网工程原则上由电网企业统一建设，电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的，可由投资主体建设，经双方协商达成一致后，由电网企业依法依规适时回购。
组织实施方面。各市能源主管部门承担组织实施主体责任，根据本地人民政府批复意见，商行政审批部门，按照审批权限及时备案（核准）光伏、储能和220kV及以下输变电工程。风电、330kV以上输变电工程、负荷项目要按审批权限商有关部门及时办理前期和审批手续。项目建设运行情况每季度向自治区能源主管部门报备。
具体见下：
自治区发展改革委关于做好源网荷储一体化项目建设的通知
宁发改规发〔2023〕17号
五市发展改革委、宁东基地经济发展局，国网宁夏电力公司：
为了贯彻落实《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）文件要求，提升我区以新能源为主体的系统运行效率和电源开发综合效益，构建新型新能源供给消纳体系，推动新能源自发自用就近消纳，提升新增负荷可再生能源电力消纳比重，促进我区相关产业高质量发展，结合《宁夏回族自治区光伏发电项目管理暂行办法》（宁发改规发〔2023〕4号），现就做好电力源网荷储一体化项目有关工作通知如下：
一、源网荷储一体化项目建设相关要求
源网荷储一体化项目按照“自主调峰、自我消纳、自发自用”原则，由同一投资主体建设电源、电网、负荷、储能，作为一个市场主体统一规划建设、统一接入并网、统一调度运营，分属不同投资主体的应成立合资公司。
（一）电源侧要求。“一体化”项目合理确定新能源装机规模，交流侧装机容量不超过对应新增负荷、储能规模之和。同一负荷主体不得重复配套新能源项目。“一体化”项目新能源电站原则上不向电网反送电，不计入全区新能源利用率统计范围，投资主体自行承担弃电风险。
（二）电网侧要求。配套电网设施由投资主体自主建设。项目接网工程原则上由电网企业统一建设，电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的，可由投资主体建设，经双方协商达成一致后，由电网企业依法依规适时回购。
（三）负荷侧要求。负荷项目应是符合经济社会和产业发展规划，在《通知》印发后开工建设的，年用电量不低于5亿千瓦时的新增负荷；新能源制氢项目。优先支持自治区鼓励发展的、可灵活调节的产业负荷。为保证界面清晰、准确计量，新增负荷与存量负荷不得有任何电气连接。
（四）储能侧要求。“一体化”项目综合新能源发电特性及负荷特性，自主确定储能建设方式和规模，已建成的调节电源不得参与构建源网荷储一体化项目。“一体化”项目中配套储能设施不能作为独立主体参与辅助服务等电力市场，也不得通过租赁方式配置或对外租赁盈利。
二、“一体化”项目并网相关要求
（一）项目全流程“一体化”。“一体化”项目实行一体化申报、一体化评估、一体化纳入清单、一体化建设、并网与运营。“一体化”项目中电源与负荷原则上应在同一区域范围内，不得异地建设。
（二）科学调整运行能力。新增负荷、调节能力运行周期不得低于新能源项目全生命周期。运行期内若用电负荷、调节能力减少或中断，项目单位需重新引进用电负荷、调峰能力，确保实施效果不低于项目实施方案水平。无法完成上述要求，配套新能源应根据负荷、调峰能力变动情况，同步等比例退坡解列。
（三）清晰界定接入界面。“一体化”项目中电源、负荷、储能等应接入同一汇集点，汇集点与大网通过专线联络，与大电网间形成清晰物理界面。“一体化”项目应在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装符合相关标准的计量装置。
（四）规范开展电网接入工作。电网企业应按照《电网公平开放监管办法》相关要求对基本建成的“一体化”项目进行并网，并进一步压减办理时限。如有必要可参照国家相关标准规范，结合源网荷储一体化项目特点，制定我区“一体化”项目并网技术规范。
三、“一体化”项目运营管理相关事项
（一）公平承担社会责任。“一体化”项目自发自用电量按规定缴纳政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费。在国家相关政策出台前，系统备用费参照自治区燃煤自备电厂备用费有关标准执行。电网企业按照协商确定的容（需）量安排接入空间，对超出协商容（需）量用电的免于承担供电责任，补收超出容（需）量用电的基本电费及系统备用费，并按补收电费三倍收取违约电费。
（二）支持参与市场交易。“一体化”项目作为独立市场主体，在充分自我消纳新能源电量基础上，可通过大电网购电。下网电量按照自治区相关电力市场规则要求参与市场交易，用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等构成。
（三）必要时参与电力保供。电网企业按照国家、自治区相关标准、要求和验收意见，与并网“一体化”项目签订调度协议。当电力系统出现供电紧张时，“一体化”项目应根据全网电力平衡情况，依据调度指令控制下网功率。下网电量应按照宁夏电力市场辅助服务相关条款承担相应分摊费用。
（四）富余电力可交易。原则上“一体化”项目不向电网反送电。当公用电力系统确有消纳空间，“一体化”项目富余电力可依据调度指令有序上网，上网电量结算价格通过参与区内电力交易方式确定。上网电量应公平承担公网发电企业调峰辅助服务分摊等社会责任。
四、“一体化”项目审批实施相关程序
（一）申报审批。各地市自行组织辖区内“一体化”项目申报，会同相关部门、电网企业进行评估，必要时组织或委托第三方咨询机构进行评估，提出评估建议，报地市人民政府审定后批复实施。跨地市“一体化”项目提级审核。批复的“一体化”项目自动纳入年度开发方案，不占用其他类别新能源项目规模。
（二）组织实施。各市能源主管部门承担组织实施主体责任，根据本地人民政府批复意见，商行政审批部门，按照审批权限及时备案（核准）光伏、储能和220kV及以下输变电工程。风电、330kV以上输变电工程、负荷项目要按审批权限商有关部门及时办理前期和审批手续。项目建设运行情况每季度向自治区能源主管部门报备。
（三）监督管理。地市能源主管部门要加强“一体化”项目建设运营监管，避免项目批建不符，影响电力供应安全；要会同有关部门、电网企业对一体化项目进行动态监测和定期预警，评估存在的重大风险，督促整改。投资主体承担建设主体责任，按照批复的实施方案建设、运行，对项目的经济性、安全性全权负责。
以上政策自发布之日起30日后的确定日期实施，有效期至2025年12月31日，由自治区发展改革委负责解释。如遇国家政策调整，与国家政策不一致的，按照国家政策执行。?
宁夏回族自治区发展改革委
2023年12月21日
来源：宁夏发改委
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