11月10日，青海省能源局發(fā)布《青海省電力源網(wǎng)荷儲一體化項目管理辦法（試行）》，文件指出，儲能配置規(guī)模應結合系統(tǒng)消納條件確定，原則上電源側按照配套新能源裝機的15%、2小時配置儲能，負荷側按照用電負荷的5%、2個小時建設儲能設施，綜合儲能設施及可調節(jié)、可中斷負荷，項目整體按照用電側負荷的20%、2小時配套調節(jié)能力。

配套調峰儲能能力可通過自建抽水蓄能、電化學儲能實現(xiàn)，也可購買第三方儲能服務。已建成的調節(jié)電源不得參與構建源網(wǎng)荷儲一體化項目。

據(jù)了解，除青海外，山西和內(nèi)蒙古也曾分別發(fā)布源網(wǎng)荷儲一體化項目實施管理相關文件。

7月27日，內(nèi)蒙古能源局發(fā)布《源網(wǎng)荷儲一體化項目實施細則（2022年版）》，其中指出，申報一體化項目，需同時滿足新增負荷年累計用電量原則上要超過5億千瓦時，儲能配置比例原則上不低于新能源規(guī)模的15%（4小時），若新增負荷具備調節(jié)能力，可適當優(yōu)化儲能方案，新能源規(guī)模原則上應根據(jù)新增負荷規(guī)模、用電特性、儲能容量等因素確定，新能源綜合利用率不低于90%。

5月30日，山西省能源局印發(fā)《源網(wǎng)荷儲一體化項目管理辦法》。辦法中提出“一體化”項目調節(jié)能力應不低于用電側負荷的50%，持續(xù)時間不低于4小時，配置儲能原則上建在電源側或用戶側，優(yōu)先支持調節(jié)能力強的“一體化”項目。源網(wǎng)荷儲一體化已經(jīng)成為項目發(fā)展規(guī)劃的主要實施路徑。

原文如下：

青海省能源局關于印發(fā)《青海省電力源網(wǎng)荷儲一體化項目管理辦法（試行）》的通知

各市州發(fā)展改革委(能源局)，國網(wǎng)青海省電力公司:

為有序推進電力源網(wǎng)荷儲一體化項目實施，提升能源清潔利用水平和電力系統(tǒng)運行效率，根據(jù)《國家發(fā)展改革委國家能源局關于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》(發(fā)改能源規(guī)〔2021〕280號)，結合我省實際，制定《青海省電力源網(wǎng)荷儲一體化項目管理辦法(試行)》，現(xiàn)印發(fā)你們，請認真執(zhí)行。

實施過程中如有重大問題，請各市(州)能源主管部門及時總結提出建議反饋我局(新能源處)。

青海省能源局

2022年11月9日

青海省電力源網(wǎng)荷儲一體化項目管理辦法

(試行)

第一條〔制定依據(jù)〕根據(jù)《國家發(fā)展改革委國家能源局關于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》(發(fā)改能源規(guī)〔2021〕280號)，為有序推進電力源網(wǎng)荷儲一體化項目實施，提升能源清潔利用水平和電力系統(tǒng)運行效率，結合我省實際制定本辦法。

第二條〔適用范圍〕本辦法適用于省內(nèi)消納的電力源網(wǎng)荷儲一體化項目，包含電源側、電網(wǎng)側、負荷側、儲能側及協(xié)同集(調)控系統(tǒng)等建設內(nèi)容。除國家重大能源布局、重大科技項目、重點民生項目外，市場化并網(wǎng)項目按照源網(wǎng)荷儲一體化實施。

第三條〔總體要求〕堅持方案設計、論證評估、建設運營、并網(wǎng)接入一體化。

(一)方案設計一體化。項目實施方案必須堅持自主調峰、自我消納，符合各級能源發(fā)展規(guī)劃和全省電力流向，包含不限于環(huán)境限制因素分析、建設內(nèi)容、場址建設條件、消納條件、調節(jié)能力、接入系統(tǒng)初步方案、經(jīng)濟效益分析、利益共享機制、系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行影響分析等。

(二)論證評估一體化。項目單位要委托第三方咨詢機構開展實施方案評估，咨詢市(州)能源主管部門意見，嚴格論證消納條件、接入系統(tǒng)初步方案等，在取得電網(wǎng)公司關于電網(wǎng)接入的論證意見后形成明確的評估意見。

(三)建設運營一體化。項目單位要按照國家相關要求、核準(備案)內(nèi)容和承諾事項，確保源網(wǎng)荷儲按期建成投產(chǎn)。源、荷項目業(yè)主應為同一企業(yè)法人控股，同一負荷不得重復配套新能源項目。

(四)并網(wǎng)接入一體化。原則上，一體化項目應接入同一公網(wǎng)輸電并網(wǎng)點，并在一個750千伏變電站下運行，源、荷接入不同并網(wǎng)點時，地理距離不得超過200公里，盡量減少區(qū)域電力潮流阻塞。

第四條〔電源要求〕配套新能源規(guī)模原則上按照新能源利用率不低于90%為參照(虛擬不向電網(wǎng)反送電)，統(tǒng)籌考慮負荷項目投資規(guī)模、技術水平和經(jīng)濟貢獻。首期配套新能源規(guī)模在產(chǎn)業(yè)項目投產(chǎn)后配置，剩余規(guī)模結合負荷達產(chǎn)情況逐年配置。

第五條〔并網(wǎng)要求〕項目接網(wǎng)工程原則上由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一建設。電網(wǎng)企業(yè)建設有困難或規(guī)劃建設時序不匹配的，可由發(fā)電企業(yè)建設。經(jīng)雙方協(xié)商達成一致后，由電網(wǎng)企業(yè)依法依規(guī)適時回購。

電網(wǎng)企業(yè)要做好項目單位、接入系統(tǒng)設計單位電網(wǎng)接入服務，確保公平、公正。電網(wǎng)企業(yè)應在收到項目接入系統(tǒng)報告申請資料后的20個工作日內(nèi)完成審查并出具意見。

第六條〔負荷要求〕負荷項目應符合經(jīng)濟社會和產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃，必須為新增負荷，且取得相關主管部門的核準(備案)文件，每年消納電量不低于4億千瓦時。鼓勵負荷側加裝調節(jié)能力，優(yōu)先支持與新能源發(fā)電特性曲線一致的負荷。

第七條〔儲能要求〕儲能配置規(guī)模應結合系統(tǒng)消納條件確定，原則上電源側按照配套新能源裝機的15%、2小時配置儲能，負荷側按照用電負荷的5%、2個小時建設儲能設施，綜合儲能設施及可調節(jié)、可中斷負荷，項目整體按照用電側負荷的20%、2小時配套調節(jié)能力。

配套調峰儲能能力可通過自建抽水蓄能、電化學儲能實現(xiàn)，也可購買第三方儲能服務。已建成的調節(jié)電源不得參與構建源網(wǎng)荷儲一體化項目。

第八條〔運行要求〕新增負荷需求周期、調峰措施運行周期不得低于新能源項目全壽命周期。運行期內(nèi)若用電負荷減少或中斷，項目單位需重新引進用電負荷;調峰能力降低或停運，需建設或購買調峰儲能能力，確保實施效果不低于項目實施方案水平。無法完成上述要求的項目，配套新能源應根據(jù)負荷與調峰能力變動情況，同步等比例退坡解列。

第九條〔納規(guī)程序〕項目單位將經(jīng)評審通過的《一體化項目實施方案》報市(州)能源主管部門。市(州)能源主管部門優(yōu)選后提出推薦項目名單報送省級能源主管部門。省級能源主管部門統(tǒng)籌全省消納情況，將項目納入年度新能源開發(fā)建設方案。電網(wǎng)企業(yè)據(jù)此制定項目接網(wǎng)方案。

第十條〔核準備案程序〕各市(州)能源主管部門要規(guī)范簡化一體化項目核準(備案)程序，依據(jù)省級年度新能源開發(fā)建設方案辦理項目核準(備案)。在落實一體化項目負荷、接入消納等相關建設條件后，可將項目作為整體統(tǒng)一辦理審批手續(xù)。其中，負荷項目、煤電、氣電、抽蓄等常規(guī)電源和電網(wǎng)工程按照有關規(guī)定單獨核準(備案)。

第十一條〔驗收監(jiān)管〕市(州)能源主管部門負責組織有關單位，依據(jù)批復的實施方案進行驗收，報省能源主管部門備案。核準(備案)機關負責項目建設運營監(jiān)管。

第十二條〔變更程序〕各級管理部門和項目單位必須嚴格按照實施方案內(nèi)容建設項目，不得擅自變更項目核準(備案)文件確定的主要事項，包括投資主體、建設地點、項目規(guī)模、建設內(nèi)容、運營模式等。確需變更的，以書面形式向原項目核準(備案)機關提出變更申請后按程序辦理。項目的開工、廢止、存續(xù)按照國家有關規(guī)定執(zhí)行。

第十三條〔信用履約〕項目單位要對項目相關材料、數(shù)據(jù)真實性負責，在增量負荷、增量調節(jié)能力等關鍵指標數(shù)據(jù)和內(nèi)容方面，嚴禁弄虛作假。一經(jīng)發(fā)現(xiàn)，立即取消投資主體申報資格，5年內(nèi)不得參與本省范圍內(nèi)的新能源項目投資開發(fā)。

項目單位在前一年度未完成新能源投資建設、并網(wǎng)計劃的，視為失信行為，從失信項目建成之日起2年內(nèi)為靜默期，失信項目建設期及靜默期內(nèi)不得再次申報、參與本省范圍內(nèi)新能源項目投資開發(fā)。

第十四條〔發(fā)布實施〕本辦法由青海省能源主管部門負責解釋，自2022年12月9日起施行，有效期至2024年12月9日。