11月10日，青海省能源局发布《青海省电力源网荷储一体化项目管理办法（试行）》，文件指出，储能配置规模应结合系统消纳条件确定，原则上电源侧按照配套新能源装机的15%、2小时配置储能，负荷侧按照用电负荷的5%、2个小时建设储能设施，综合储能设施及可调节、可中断负荷，项目整体按照用电侧负荷的20%、2小时配套调节能力。

配套调峰储能能力可通过自建抽水蓄能、电化学储能实现，也可购买第三方储能服务。已建成的调节电源不得参与构建源网荷储一体化项目。

据了解，除青海外，山西和内蒙古也曾分别发布源网荷储一体化项目实施管理相关文件。

7月27日，内蒙古能源局发布《源网荷储一体化项目实施细则（2022年版）》，其中指出，申报一体化项目，需同时满足新增负荷年累计用电量原则上要超过5亿千瓦时，储能配置比例原则上不低于新能源规模的15%（4小时），若新增负荷具备调节能力，可适当优化储能方案，新能源规模原则上应根据新增负荷规模、用电特性、储能容量等因素确定，新能源综合利用率不低于90%。

5月30日，山西省能源局印发《源网荷储一体化项目管理办法》。办法中提出“一体化”项目调节能力应不低于用电侧负荷的50%，持续时间不低于4小时，配置储能原则上建在电源侧或用户侧，优先支持调节能力强的“一体化”项目。源网荷储一体化已经成为项目发展规划的主要实施路径。

原文如下：

青海省能源局关于印发《青海省电力源网荷储一体化项目管理办法（试行）》的通知

各市州发展改革委(能源局)，国网青海省电力公司:

为有序推进电力源网荷储一体化项目实施，提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率，根据《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)，结合我省实际，制定《青海省电力源网荷储一体化项目管理办法(试行)》，现印发你们，请认真执行。

实施过程中如有重大问题，请各市(州)能源主管部门及时总结提出建议反馈我局(新能源处)。

青海省能源局

2022年11月9日

青海省电力源网荷储一体化项目管理办法

(试行)

第一条〔制定依据〕根据《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)，为有序推进电力源网荷储一体化项目实施，提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率，结合我省实际制定本办法。

第二条〔适用范围〕本办法适用于省内消纳的电力源网荷储一体化项目，包含电源侧、电网侧、负荷侧、储能侧及协同集(调)控系统等建设内容。除国家重大能源布局、重大科技项目、重点民生项目外，市场化并网项目按照源网荷储一体化实施。

第三条〔总体要求〕坚持方案设计、论证评估、建设运营、并网接入一体化。

(一)方案设计一体化。项目实施方案必须坚持自主调峰、自我消纳，符合各级能源发展规划和全省电力流向，包含不限于环境限制因素分析、建设内容、场址建设条件、消纳条件、调节能力、接入系统初步方案、经济效益分析、利益共享机制、系统安全稳定运行影响分析等。

(二)论证评估一体化。项目单位要委托第三方咨询机构开展实施方案评估，咨询市(州)能源主管部门意见，严格论证消纳条件、接入系统初步方案等，在取得电网公司关于电网接入的论证意见后形成明确的评估意见。

(三)建设运营一体化。项目单位要按照国家相关要求、核准(备案)内容和承诺事项，确保源网荷储按期建成投产。源、荷项目业主应为同一企业法人控股，同一负荷不得重复配套新能源项目。

(四)并网接入一体化。原则上，一体化项目应接入同一公网输电并网点，并在一个750千伏变电站下运行，源、荷接入不同并网点时，地理距离不得超过200公里，尽量减少区域电力潮流阻塞。

第四条〔电源要求〕配套新能源规模原则上按照新能源利用率不低于90%为参照(虚拟不向电网反送电)，统筹考虑负荷项目投资规模、技术水平和经济贡献。首期配套新能源规模在产业项目投产后配置，剩余规模结合负荷达产情况逐年配置。

第五条〔并网要求〕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，可由发电企业建设。经双方协商达成一致后，由电网企业依法依规适时回购。

电网企业要做好项目单位、接入系统设计单位电网接入服务，确保公平、公正。电网企业应在收到项目接入系统报告申请资料后的20个工作日内完成审查并出具意见。

第六条〔负荷要求〕负荷项目应符合经济社会和产业发展规划，必须为新增负荷，且取得相关主管部门的核准(备案)文件，每年消纳电量不低于4亿千瓦时。鼓励负荷侧加装调节能力，优先支持与新能源发电特性曲线一致的负荷。

第七条〔储能要求〕储能配置规模应结合系统消纳条件确定，原则上电源侧按照配套新能源装机的15%、2小时配置储能，负荷侧按照用电负荷的5%、2个小时建设储能设施，综合储能设施及可调节、可中断负荷，项目整体按照用电侧负荷的20%、2小时配套调节能力。

配套调峰储能能力可通过自建抽水蓄能、电化学储能实现，也可购买第三方储能服务。已建成的调节电源不得参与构建源网荷储一体化项目。

第八条〔运行要求〕新增负荷需求周期、调峰措施运行周期不得低于新能源项目全寿命周期。运行期内若用电负荷减少或中断，项目单位需重新引进用电负荷;调峰能力降低或停运，需建设或购买调峰储能能力，确保实施效果不低于项目实施方案水平。无法完成上述要求的项目，配套新能源应根据负荷与调峰能力变动情况，同步等比例退坡解列。

第九条〔纳规程序〕项目单位将经评审通过的《一体化项目实施方案》报市(州)能源主管部门。市(州)能源主管部门优选后提出推荐项目名单报送省级能源主管部门。省级能源主管部门统筹全省消纳情况，将项目纳入年度新能源开发建设方案。电网企业据此制定项目接网方案。

第十条〔核准备案程序〕各市(州)能源主管部门要规范简化一体化项目核准(备案)程序，依据省级年度新能源开发建设方案办理项目核准(备案)。在落实一体化项目负荷、接入消纳等相关建设条件后，可将项目作为整体统一办理审批手续。其中，负荷项目、煤电、气电、抽蓄等常规电源和电网工程按照有关规定单独核准(备案)。

第十一条〔验收监管〕市(州)能源主管部门负责组织有关单位，依据批复的实施方案进行验收，报省能源主管部门备案。核准(备案)机关负责项目建设运营监管。

第十二条〔变更程序〕各级管理部门和项目单位必须严格按照实施方案内容建设项目，不得擅自变更项目核准(备案)文件确定的主要事项，包括投资主体、建设地点、项目规模、建设内容、运营模式等。确需变更的，以书面形式向原项目核准(备案)机关提出变更申请后按程序办理。项目的开工、废止、存续按照国家有关规定执行。

第十三条〔信用履约〕项目单位要对项目相关材料、数据真实性负责，在增量负荷、增量调节能力等关键指标数据和内容方面，严禁弄虚作假。一经发现，立即取消投资主体申报资格，5年内不得参与本省范围内的新能源项目投资开发。

项目单位在前一年度未完成新能源投资建设、并网计划的，视为失信行为，从失信项目建成之日起2年内为静默期，失信项目建设期及静默期内不得再次申报、参与本省范围内新能源项目投资开发。

第十四条〔发布实施〕本办法由青海省能源主管部门负责解释，自2022年12月9日起施行，有效期至2024年12月9日。