各地、州、市發展改革委，供電企業：

 為落實《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指 導意見》（發改能源規〔2021〕280 號）《國家發展改革委 國 家能源局關于加強和規范電網規劃投資管理工作的通知》（發改 能源規〔2020〕816 號）《國家能源局關于印發電網公平開放監 管辦法的通知》（國能發監管規〔2021〕49 號）等文件要求， 發揮電網基礎設施保障作用，支持新能源項目送出及負荷項目用 電需求，支撐我區相關產業高質量發展，現就做好源網荷儲一體 化項目（以下簡稱“一體化”項目）建設有關工作通知如下： 

一、充分認識“一體化”項目重要意義 源網荷儲一體化強化源網荷儲各環節間協調互動，充分挖掘 項目內部靈活性調節能力和需求側資源，有利于提升系統運行效 率和電源開發綜合效益，是實現電力系統高質量發展的客觀需 要，是構建新能源供給消納體系的現實舉措，對于促進自治區能 源轉型和經濟社會發展具有重要意義。電網企業、各投資主體要  充分認識源網荷儲一體化項目建設的必要性、特殊性，準確把握 “一體化”項目性質特點，積極探索形成符合新疆實際的“一體化” 項目發展路徑。 

二、明確“一體化”項目建設并網要求 

（一）堅持一體化原則�！耙惑w化”項目實行一體化申報、一 體化評估、一體化納入清單、一體化建設與運營。電源、接網線 路、負荷、儲能設施原則上由一個投資主體建設，分屬不同投資 主體的應成立合資公司。納入清單的“一體化”項目不得拆分。 

（二）清晰界定接入界面。“一體化”項目依托具備可調節特 性的增量負荷，通過合理配置儲能和電網設施，優化調度運行方 式，實現新能源電量就地就近自我消納。“一體化”項目電網接入 點為承擔新能源匯集和負荷供電任務的自建變電站或開關站，與 大電網間形成清晰物理界面。 

（三）規范開展電網接入工作。參照國家關于微電網、增量 配電網接入電網的相關標準規范，結合源網荷儲一體化項目特 點，制定我區“一體化”項目并網技術規范（簡稱《技術規范》， 詳見附件）。“一體化”項目投資主體應對照《技術規范》優化項 目系統設計、保障設備運行質量�！耙惑w化”項目作為整體統一開 展電網接入、驗收等工作。電網企業應按照《技術規范》及時對 “一體化”項目提出的并網申請出具書面答復意見，辦理時限參照 《電網公平開放監管辦法》相關要求執行。電網企業對基本建成 的“一體化”項目要進一步壓減并網辦理時限。 

三、明確“一體化”項目運營管理相關事項 

（一）公平承擔社會責任�！耙惑w化”項目自發自用電量應按 規定繳納政府性基金、農網還貸資金以及政策性交叉補貼。在國 家相關政策出臺前，系統備用費暫參照余熱、余壓、余氣機組， 按自治區燃煤自備電廠備用費有關標準的 50%執行，2023 年底 前免予收取。 

（二）支持參與市場交易�！耙惑w化”項目作為獨立市場主體， 按照新疆自治區相關電力市場規則要求參與市場交易�！耙惑w化” 項目在充分自我消納新能源電量基礎上，可進一步通過大電網購 入新能源電量。 

（三）電價執行原則�！耙惑w化”項目用電價格由上網電價、 上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附 加等構成。執行兩部制電價的“一體化”項目單位可選擇合約最大 需量、實際最大需量、變壓器容量方式之一計算基本電費。電網 企業按照協商確定的容（需）量安排接入空間，對超出協商容（需） 量部分的免于承擔供電責任。 以上政策自發布之日起實施，有效期至 2025 年 12 月 31 日， 由自治區發展改革委會同相關部門負責解釋。如遇國家政策調 整，與國家政策不一致的，按照國家政策執行。

 附件：源網荷儲一體化項目并網技術規范（試行） 

 為規范源網荷儲一體化項目（以下簡稱“一體化”項目）并網、 運行等管理，確保電力系統安全穩定運行，構建清潔低碳、安全 高效的新型電力系統，根據國家、自治區有關政策要求，遵循“試 點先行，逐步推廣”原則，制定“一體化”項目并網技術規范。

 一、依據 

1.國家發展改革委 國家能源局《關于推進電力源網荷儲一 體化和多能互補發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕280 號）

 2.國家能源局關于印發《電網公平開放監管辦法》的通知（國 能發監管規〔2021〕49 號） 

3.國家能源局關于印發《電力并網運行管理規定》的通知（國 能發監管規〔2021〕60 號） 4.自治區發展改革委 自然資源廳 生態環境廳 林業和草 原局 國網新疆電力有限公司《關于建立新能源開發管理工作機 制的通知》（新發改規〔2022〕10 號） 5.國家能源局西北監管局《西北區域發電廠并網運行管理實 施細則》及《西北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》（西 北監能市場〔2018〕66 號） 

二、術語和定義 

 以下術語和定義僅適用于本文件。 

2.1“一體化”項目 通過優化整合本地電源側、電網側、負荷側資源，以先進技 術突破和體制機制創新為支撐，探索構建源網荷儲高度融合的新 型電力系統發展路徑，主要包括區域（�。┘�、市（縣）級、園 區（居民區）級“源網荷儲一體化”等具體模式�，F階段重點發展 園區（居民區）級“一體化”項目，本規范所稱“一體化”項目如無 特殊說明均指園區（居民區）級“一體化”項目�！斗�務推進自治 區大型風電光伏基地建設操作指引（1.0 版）》中以新增負荷消 納路徑建設的“一體化”項目按照本標準執行。 

2.2 接入點 “一體化”項目與電力系統的連接處，指“一體化”項目與電力 系統的功率交換母線或節點。

 2.3 調節能力（資源） 電力系統調節能力包括調峰能力以及電源、電網、儲能等提 供的轉動慣量、一二次調頻、暫穩態調壓、爬坡響應等系統性能。 “一體化”項目調峰能力主要考慮儲能調峰能力、可調節（可中斷） 負荷調峰能力（即項目申報負荷與可壓減至最低穩定運行負荷的 差值）。

 三、一般要求 

3.1“一體化”項目接入電力系統應遵守國家相關法律法規， 滿足國家、自治區或行業等相關技術標準，符合國民經濟和社會 發展的要求。 

 3.2“一體化”項目與電力系統物理界面與調控關系清晰，與 大電網間應有明確的產權分界點�！耙惑w化”項目強化自主調峰、 自我消納，原則上不向大電網反送電，根據調度需要，在確保安 全的前提下服從電力調度機構的統一調度。“一體化”項目自行上 網電量，電網企業不予結算。

 3.3“一體化”項目接入電力系統不應影響電力系統的安全穩 定運行及電能質量，其電力監控系統及其網絡安全措施應符合國 家網絡安全有關要求。

 3.4“一體化”項目的接入電壓等級應根據項目的電網條件、 用電負荷、用電設備容量，經過技術經濟比選后確定。

 3.5“一體化”項目對應負荷必須為新增負荷，對于電網企業 已供電（非臨時供電）或已正式同意用電報裝的項目，不作為新 增負荷。新增負荷原則上自身應具備調節能力，對于臨時中斷供 電可能造成人員傷亡或重大社會影響的負荷不應作為“一體化” 項目配套負荷申報。

 3.6“一體化”項目應與電網企業協商確定備用容量，電網企 業按照備用容量提供相應的供電服務�！耙惑w化”項目負荷應優先 參與電網調峰。 

3.7“一體化”項目電源應與新增負荷、調節資源（儲能）同步 規劃、同步建設、同步投產。采用分批投運模式的“一體化”項目， 應在項目申請等階段明確分批建設方案，合理配置各批次電源、 負荷、儲能裝機規模，自治區主管部門同意分期建設后，分期辦 理并網手續。 

 3.8“一體化”項目調節資源應與新能源項目全壽命周期匹 配，新增負荷需求周期、儲能等調節資源的運行周期不低于新能 源的全壽命周期。運行期內若用電負荷減少或中斷，項目需重新 引進用電負荷；調節資源能力降低或停運，需新增調節資源，確 保實施效果不低于項目申報水平。無法完成上述要求的項目，配 套新能源應同步實施退坡運行。 

3.9 “一體化”項目配套新能源、接網線路、負荷、儲能設施 應屬于一個投資主體，若不屬于一個投資主體應成立合資公司。

 3.10 按照《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的 指導意見》關于“一體化”項目實現就地就近、靈活堅強發展的要 求，“一體化”項目配套的新能源和負荷距離原則上不超過 50 千 米，確需超過 50 千米的，“一體化”項目內部供電線路的路徑要 符合國土空間規劃，不占用國家、自治區電力規劃已確定的公共 輸電線路所需廊道資源。

 3.11“一體化”項目如包含按照國家和自治區有關文件可向大 電網送電的新能源項目，應區分是否向大電網送電分別設立變電 站，保證依托新增負荷消納路徑建設的新能源項目與電網有獨立 接入點，實現獨立運營、監測、計量等功能，并滿足本規范對于 “一體化”項目的相關要求。 

四、調節資源配置及相關技術要求 “一體化”項目應按照“自主調峰、自我消納”原則，結合自身 消納能力合理配置新能源，根據《電力并網運行管理規定》和“一 體化”項目自身特點，具備調峰、調頻、調壓、慣量響應、爬坡響應等調節能力，配置儲能、靜止無功發生器（SVG）、調相機、 可調節（可中斷）負荷等調節資源，具備合理的短路比水平，具 體技術要求如下：

 4.1“一體化”項目新能源裝機建設規模應符合國家和自治區 有關文件要求。為避免向大電網反送電，與新增負荷配建的風電、 光伏發電規模，各時段最大發電量不得高于新增負荷最大使用電 量與儲能規模瞬時吸納電量之和。綜合考慮負荷的可調節、可中 斷特性和配置儲能的功率、時長，“一體化”項目調峰能力應不低 于用電側負荷的 15%（即新能源裝機規模的 10%）、持續時間 不低于 2 小時。負荷的可調節、可中斷特性由“一體化”項目單位 自行聲明。 

4.2“一體化”項目應滿足一次調頻能力要求，用于限制新能 源周期較短（秒級）、幅度較小的變動引起的頻率偏移，保證項 目主體的有功功率動態平衡。“一體化”項目內部配套儲能、風電、 光伏應分別按照《GB/T 36547 電化學儲能系統接入電網技術規 定》、《GB/T 19963.1 風電場接入電力系統技術規定 第 1 部分 -陸上風電》、《GB/T 19964 光伏發電站接入電力系統技術規定》、 《GB/T 40595 并網電源一次調頻技術規定及試驗導則》滿足一 次調頻響應要求。 

4.3.“一體化”項目應滿足二次調頻要求，用于周期更長（分 鐘級）、幅度更大的調頻任務，將聯絡線的交換功率控制在給定 范圍內。“一體化”項目內部配套儲能、風電、光伏應分別按照 《GB/T 36547 電化學儲能系統接入電網技術規定》、《GB/T - 10 - 19963.1 風電場接入電力系統技術規定 第 1 部分-陸上風電》、 《GB/T 19964 光伏發電站接入電力系統技術規定》滿足二次調 頻響應要求。 

4.4.“一體化”項目應滿足動態電壓調節要求，具備維持接入 點電壓在給定范圍的能力，同時應具備一定的抗電壓擾動能力， 抑制并網點長周期、涉及面大的電壓波動，包括由沖擊性故障或 間歇性負荷引起的小范圍電壓波動。“一體化”項目配套 SVG 或 調相機應按照《DL/T 2114 電力網無功補償配置技術導則》滿足 無功響應要求。

 4.5“一體化”項目應滿足慣量響應基本要求，抑制暫態過程 中項目主體頻率波動，提升抗擾動能力�！耙惑w化”項目內部配套 儲能、風電、光伏、調相機等設備應分別按照 《DL/T 2246.7 電 化學儲能電站并網運行與控制技術規范 第 7 部分：慣量支撐與 阻尼控制》、《GB/T 19963.1 風電場接入電力系統技術規定 第 1 部分-陸上風電》、《GB/T40594-2021 電力系統網源協調技術 導則》、《DL/T 2024 大型調相機型式試驗導則》滿足慣量響應 要求。 

4.6“一體化”項目應具備一定的爬坡響應能力，有功功率變 化應滿足《GB/T 19963.1 風電場接入電力系統技術規定 第 1 部 分-陸上風電》、《GB/T 19964 光伏發電站接入電力系統技術規 定》關于正常運行情況下的有功功率變化要求。

 4.7“一體化”項目新能源應滿足多場站短路比要求，根據 《GB/T 40581 電力系統安全穩定計算規范》要求，新能源發電 -單元升變低壓側的多場站短路比應不小于 1.5，且新能源并網點 的多場站短路比應不小于 2.0、宜大于 3.0。 

4.8“一體化”項目配套儲能、新能源、SVG 等涉網設備應按 照《GB/T 36547 電化學儲能系統接入電網技術規定》、《GB/T 19963.1 風電場接入電力系統技術規定 第 1 部分-陸上風電》、 《GB/T 19964 光伏發電站接入電力系統技術規定》、《GB/T 12326 電能質量 電壓波動和閃變》、《GB/T 15543 電能質量 三 相電壓不平衡》、《GB/T 19862 電能質量監測設備通用要求》 滿足相應的頻率、電壓（高低電壓穿越）耐受能力及電能質量要 求，及相關標準規定的其它技術要求。 

4.9 根據《DL/T 1870 電力系統網源協調技術規范》、《GB/T 40594 電力系統網源協調技術導則》等標準要求，“一體化”項目 在正式運行前，應由取得相應等級承試類承裝（修、試）電力設 施許可證的第三方試驗單位完成“一體化”項目涉網設備涉網性 能試驗及項目整體技術指標測試，確保各項試驗合格，且調峰、 調頻、調壓、慣量響應等各技術指標滿足要求。 

五、并網運行監測相關技術要求 “一體化”項目應按照《電力并網運行管理規定》和有關標準 規范要求，根據“一體化”項目特點，配置繼電保護和安全自動裝 置、調度通信設備、調度自動化設備、電能質量在線監測裝置、 新能源功率預測系統、負荷預測系統、網絡安全防護裝置，具體 技術要求如下： 

5.1“一體化”項目應按照《GB/T 14285 繼電保護和安全自動 裝置技術規程》要求配置繼電保護和安全自動裝置，按照《GB/T 26399 電力系統安全穩定控制技術導則》、《GB/T 19963.1 風 電場接入電力系統技術規定 第 1 部分-陸上風電》、《GB/T 19964 光伏發電站接入電力系統技術規定》等要求，具備安全穩定控制 系統及失步解列功能、故障情況切機及切負荷功能，與電網失步 運行時具備解列功能，滿足接入新疆省調穩控管理主站要求。 

5.2“一體化”項目應按照《DL/T 544 電力通信運行管理規 程》、《DL/T 598 電力系統自動交換電話網技術規范》要求配 置調度通信設備，其選擇、配置、技術性能和參數應達到國家及 行業有關規定和安全性評價要求。

 5.3“一體化”項目應按照“應采盡采”原則，滿足調度信息監控 要求，將項目聯絡線及內部新能源機組、儲能及負荷電壓、電流、 功率等基礎信息（包含模型信息、運行信息、計量、自動發電控 制（AGC）、自動電壓控制（AVC）等）實時、完整、準確上送 至省地兩級電網調度機構監視。

 5.4.根據《GB/T 31464 電網運行準則》要求，“一體化”項目 具備有功功率調節能力，必須配置有功功率控制系統（AGC）， 接收并自動執行電力調度機構遠方發送的有功功率控制信號，確 保聯絡性實時有功功率值不超過電力調度機構的給定范圍。

 5.5.根據《GB/T 31464 電網運行準則》要求，“一體化”項目 具備無功功率調節能力，必須配置無功電壓控制系統（AVC）， 根據電力調度機構指令，通過其自身無功電壓控制系統自動調節 項目各場站發出（或吸收）的無功功率，按照調度機構要求實現對并網點電壓的控制。 

5.6“一體化”項目應按照《DL/T 5003 電力系統調度自動化設 計規程》要求配置調度自動化設備，可滿足電力系統調度控制與 運行管理，其選擇、配置、技術性能和參數應達到國家及行業有 關規定和安全性評價要求。

 5.7“一體化”項目應按照《GB/T 17626.30 電磁兼容 試驗和 測量技術 電能質量測量方法》要求具備電能質量在線監測功能， 對電壓偏差、頻率偏差、諧波、電壓波動和閃變、三相不平衡等 指標進行連續跟蹤監測，根據電能質量相關標準進行統計計算分 析，確保按照《GB/T 12325 電能質量 供電電壓偏差》、《GB/T 15945 電能質量 電力系統頻率偏差》、《GB/T 14549 電能質量 公用電網諧波》、《GB/T 12326 電能質量 電壓波動和閃變》等 規定，滿足電壓偏差、頻率偏差、諧波、電壓波動和閃變等電能 質量要求。

 5.8“一體化”項目應按照《GB/T 19963.1 風電場接入電力系 統技術規定 第 1 部分—陸上風電》、《GB/T 19964 光伏發電站 接入電力系統技術規定》等要求具備功率預測功能，將區域內風 速、光照強度、溫度等資源數據和功率預測結果上傳至調度端。

 5.9“一體化”項目按應按照《GB/T 31464 電網運行準則》和 《DL/T 1711 電網短期和超短期負荷預測技術規范》要求及“統 一管理、分級負責”的原則，對用電負荷配備相應的負荷預測系 統。

 5.10“一體化”項目應按照《GB/T 36572 電力監控系統網絡 - 14 - 安全防護導則》要求具備電力監控系統網絡安全防護功能，采取 邊界防護措施，防護策略細化至 IP、端口級，傳輸數據采取認 證加密措施，物理、網絡、操作系統、應用系統及數據庫無網絡 安全漏洞。

 5.11“一體化”項目應按照《DL/T 2251 次同步振蕩監測與控 制系統技術規范》要求部署次同步振蕩監測與控制系統，實現次 同步振蕩的監測、告警，并對次同步振蕩數據進行記錄、存儲、 分析、展示，實現次同步振蕩的準確識別和控制