配储15%/4h 河南印发增量配电网类源网荷储一体化项目实施细则

近日，河南省印发增量配电网类源网荷储一体化项目实施细则。

根据细则，增量配电网类项目的电源、储能、配电网工程应同步规划、同步建设、同步投运。原则上应配置不低于新能源规模15%(4小时)的长时集中式独立储能装置。

鼓励增量配电网类项目作为独立市场主体，按照市场规则参与电力中长期市场、辅助服务市场、现货市场交易。配电网内部与外部电网的交换功率和交换时段具有可控性，具备电力供需自我平衡运行和黑启动能力，独立运行时能保障重要负荷连续供电不低于2小时。增量配电网类项目应同步建设调控平台，保障负荷用电与电气设备可独立运行，接受公用电网统一调度。

价格机制方面，增量配电网类项目的分布式光伏、分散式风电项目的自发电量，参照用户自发自用管理，暂不缴纳输配电价、政府性基金及附加、交叉补贴等相关费用。其它清洁能源项目自发电量，需承担政府性基金及附加、交叉补贴、系统备用费。其中，系统备用费(含农网还贷基金)由双方协商确定，原则不超过我省自备电厂系统备用费标准。

小型抽水蓄能、新型储能项目用电，不缴纳输配电价、政府性基金及附加，交叉性补贴等费用。

细则原文见下。

河南省增量配电网类源网荷储一体化项目实施细则

第一章 总则

第一条 为构建我省新型电力系统，加快源网荷储一体化项目建设，促进清洁能源就地就近消纳，推动增量配电网常态化发展，建立新型能源体系，制定本细则。

第二条 增量配电网类源网荷储一体化是指依托批准的增量配电业务改革试点，就近接入清洁能源，匹配用户负荷，建设储能设施，以消纳绿色电力为主，与大电网友好互动的发配储用系统。

第三条 增量配电网源类网荷储一体化项目(以下简称“增量配电网类项目”)应以自我消纳、自主调峰为主，原则上不向公用电网反送电，不增加公用电网系统调峰压力。

增量配电网企业应发挥统筹协调作用，提升电源支撑能力、负荷管理能力、配电网调节能力。

第二章 建设要求

第四条 增量配电网类项目的电源、储能、配电网工程应同步规划、同步建设、同步投运。鼓励增量配电网企业按照批复的实施方案，整体投资建设电源、电网、储能等设施。

实施方案应合理确定电源建设时序和规模，电源建设应与负荷增长、配电网发展相匹配，原则上电源建设总规模不高于增量配电网类项目当年年度最大负荷。

第五条 接入清洁能源主要包括风电光伏、余热余气余压、生物质发电，总装机5万千瓦及以下的小水电站、煤层气(瓦斯)发电，以及综合利用效率高于70%的天然气热电冷联供等。

第六条 清洁能源汇集点与接入变压器距离原则上不超过20公里。

第七条 增量配电网类项目的新能源消纳率应不低于全省平均水平，低于全省平均水平的一体化项目，暂不接入新增电源项目。

第八条 增量配电网类项目原则上应配置不低于新能源规模15%(4小时)的长时集中式独立储能装置。

第九条 增量配电网类项目作为一个整体接入公用电网，原则上要与公用电网形成清晰的物理分界面。

第十条 配电网内部与外部电网的交换功率和交换时段具有可控性，具备电力供需自我平衡运行和黑启动能力，独立运行时能保障重要负荷连续供电不低于2小时。

第三章 管理要求

第十一条 增量配电网类项目应同步建设调控平台，保障负荷用电与电气设备可独立运行，接受公用电网统一调度。

第十二条 鼓励增量配电网类项目作为独立市场主体，按照市场规则参与电力中长期市场、辅助服务市场、现货市场交易。

第十三条 增量配电网类项目向公用电网购买电量，2024年12月31日前，可纳入电网代购电量;2025年1月1日起，全部电量参与市场交易。

第十四条 增量配电网类项目的分布式光伏、分散式风电项目的自发电量，参照用户自发自用管理，暂不缴纳输配电价、政府性基金及附加、交叉补贴等相关费用。

其它清洁能源项目自发电量，需承担政府性基金及附加、交叉补贴、系统备用费。其中，系统备用费(含农网还贷基金)由双方协商确定，原则不超过我省自备电厂系统备用费标准。

第十五条 小型抽水蓄能、新型储能项目用电，不缴纳输配电价、政府性基金及附加，交叉性补贴等费用。

第十六条 增量配电网类项目区域以外接入公用电网的线路工程，原则上由公用电网企业建设，也可经双方协商，由增量配电网企业建设，后期公用电网企业依法依规回购。

第十七条 特殊情况下，公用电网有权将增量配电网类项目作为地区应急资源，为公用电网提供支撑，增量配电网类项目要予以配合。

第四章 组织实施

第十八条 增量配电网企业负责编制增量配电网类项目实施方案，报省辖市发展改革部门批复;省辖市发展改革部门负责将符合条件的增量配电网类项目实施方案上报省发展改革委备案。

第十九条 各级发展改革部门要优先将具备条件的源网荷储一体化建设项目纳入规划，增量配电网内电源、电网、负荷、储能等项目内容按照类别分别进行核准或备案。

第二十条 电网企业应无歧视开放公用电网，根据地方能源主管部门确定的接入意见，与增量配电网企业商定详细接入系统方案。

电网企业应按照电网接入管理的有关规定以及电网运行安全要求，向增量配电网企业提供便捷、及时、高效的并网服务，不得拒绝和拖延并网。

第二十一条 省辖市发展改革部门承担组织实施主体责任，加强本地区增量配电网类项目建设运营监管，按月向省发展改革委报送建设运行情况。

第二十二条 增量配电网类项目备案后，法人发生变更，项目建设内容、建设地点等发生重大变更，由省辖市发展改革委部门负责组织评估认定，如需评审的需重新委托第三方机构进行评审，并将最终意见报告省发展改革委，修改相关信息。

对于确实无法推进项目，按照原程序向各省辖市发展改革部门申请终止项目，并妥善处理好相关资产。

第二十三条 增量配电网类项目建成后，省辖市发展改革部门负责组织有关单位，依据批复的实施方案进行验收。

第二十四条 省级增量配电业务改革试点，由省辖市发展改革委负责筛选本地区符合条件的项目，经省发展改革委组织第三方机构进行评审后，报省政府审定后批复。

原则上，现有国家增量配电业务改革试点项目推进较慢、试点项目规划未编制、业主未确定的省辖市不得上报省级试点。

第二十五条 省发展改革委将会同河南能源监管办对增量配电网类项目进行动态监测和定期预警。

第五章 附 则

第二十六条 本细则自发布之日起施行，由省发展改革委负责解释。