源网荷储一体化试点实施细则核心内容 试点模式分类 - 新能源就地就近消纳模式：适用于周边新能源资源条件较好的出口型企业，要求项目具备每年不低于2亿千瓦时新能源电量消纳能力且新能源消纳占比不低于整体用电量50%[14][16] - 绿电交易模式：适用于新能源资源较差但绿电需求强的项目，不设绿电规模比例限制，支持多企业共建[29][30] - 虚拟电厂模式：聚合分布式电源、储能、可调负荷等资源，通过虚拟电厂参与电力市场交易，需满足聚合平台技术标准及市场注册要求[45][46] - 分布式自发自用模式：针对配电网承载不足区域，要求电量全部就地消纳，储能配置需匹配负荷特性与新能源规模[57][58] 实施条件 - 投资主体：就地消纳模式要求电源、负荷、储能由同一主体投资运营[15]，绿电交易模式允许多主体共建[30] - 电源类型：风电、光伏、生物质发电等可再生能源为主，禁止煤电、核电等接入[16][45] - 储能配置：自愿配置但需自建，不得独立参与电力市场交易[17][32] - 负荷要求：就地消纳模式仅限新增负荷[16]，绿电交易模式可含存量负荷[30] 申报与监管 - 申报流程：各市初审后于3月底前报送省能源局，专家评估后纳入年度试点名单[5][6] - 动态监管：项目2年内未开工取消资格，负荷未达标需重新申报[9][22] - 验收要求：市级部门组织验收，电网企业签订并网协议[7][20] 运行与交易机制 - 市场参与：虚拟电厂模式需按发电/用电单元分开申报结算[49]，自发自用模式整体以用户身份参与交易[60] - 应急调度：所有模式需配合公用电网紧急调度，反送电量按现货市场价格结算[20][59] - 统计规则：弃风弃光电量不计入全省统计，由项目主体自行承担风险[20][61] 附件细则重点 新能源就地就近消纳模式 - 电源负荷匹配：分期建设项目需明确电源、储能与负荷投产时序同步[19] - 电网建设：新能源直连线路原则上由电网企业投资[14] - 安全要求：需完成潮流计算、短路电流分析等电网稳定性评估[26] 虚拟电厂模式 - 技术门槛：聚合平台需通过第三方网络安全认证，接入新型电力负荷管理系统[46] - 能力测试：电网机构需对调节能力进行认定，满足连续调节时长等市场规则要求[46][48] 分布式自发自用模式 - 储能配置：鼓励长时储能，检修期间临时上网电量需通过储能转移[58][59] - 反送电处理：反送电量按节点现货实时价结算，纳入保障性电量来源[59]