河南：开放隔墙售电，整村汇流自发自用、余电参与交易

河南的分布式光伏项目，可以隔墙售电了!

同时，河南也推出了“集中汇流分布式光伏+储能”项目，要求自用电量50%以上，剩余的参与市场化交易，配置50%*2h储能!

4月18日，河南发改委发布三个“源网荷储一体化项目”的征求意见稿，分别为：

《河南省工业企业源网荷储一体化项目实施细则(征求意见稿)》《河南省增量配电网类源网荷储一体化项目实施细则(征求意见稿)》《河南省农村地区源网荷储一体化项目实施细则(征求意见稿)》。

这三个意见稿，推出四类分布式光伏项目：

1)工业企业源网荷储一体化项目、2)增量配电网类源网荷储一体化、3)家庭作坊类源网荷储一体化、4)整村开发类源网荷储一体化。

其中，前两类针对工商业分布式光伏项目，后两类针对农村的户用光伏项目!

1、分布式光伏项目可以隔墙售电

对于普通分布式光伏项目，只能在用电企业厂区红线内建设，且只能给自己企业使用，不能向隔壁企业售电，即不允许“隔墙售电”!

工业企业源网荷储一体化项目，定义为：

用电量较大的工业企业，结合自身用电特性，通过充分发挥负荷调节能力、合理利用周边新能源资源建设屋顶光伏或分散式风电、适当配置储能设施等，提升绿电使用比例和系统运行效率，实现源网荷储一体化运行。

一体化项目业主可选择自主开发建设，也可委托专业队伍以合同能源管理方式开发建设。

有两个突破：1)可以在厂区红线外建设;2)可以第三方投资，卖给用电企业

这两个突破，基本就是实质上实现了隔墙售电!

同时，文件要求，这类项目的电量，只能自用，应加装防逆流装置，不向大电网反送电，在项目运行期内，因负荷或调峰能力不足造成弃风弃光的，自行承担风险。

2、农村光伏加装防逆流，不向大电网送电

农村的源网荷储一体化项目，分为：家庭作坊类、生产企业类。

其中，生产企业类源网荷储一体化是指在乡(镇)区域内的农村生产企业，利用自有屋顶或周边屋顶建设分布式光伏，就近开发利用分散式风电，合理配置储能设施，实现源网荷储一体化发展。

项目可以由生产企业自行建设或与第三方合作建设。企业优先使用自发绿电满足生产需要，不足部分由电网企业兜底保障，电价按照现行政策执行。

要求：应通过合理配置储能等调节手段，实现所发电力自发自用、不向大电网反送电，在支撑绿色电力充分消纳的同时，不占用公共电力系统调峰能力

因此，原则上应按照不低于风电光伏装机功率的20%、时长不少于2小时的要求配置新型储能设施。

生产企业类项目涉及的线路改造工程，一体化项目内的线路由一体化项目主体自行建设，项目外的并网线路原则上由电网企业建设，也可经双方协商，由一体化项目主体建设，后期电网企业依法依规回购。

3、整村开发类源网荷储一体化，上网电量参与交易

整村开发类源网荷储一体化是指利用村公共建筑和村民屋顶建设分布式光伏，利用空闲土地适量建设分散式风电，完善村内配电网，合理配置储能设施，逐步实现全村用电自我保障。

项目可以由村集体成立开发企业，自行建设或与第三方合作建设。其中，配电网可以由整村开发类项目主体建设，也可以协商利用电网企业现有设施。

整村开发类项目应配置储能设施，配置规模原则上不低于新能源装机功率的50%、时长不少于2小时，保障全村自供电比例不低于80%。

整村开发类项目优先使用自发绿电满足全村范围的生产生活用电需要，不足部分由电网企业兜底保障，电价按照现行电价政策执行。

整村开发类项目中的绿电自发自用比例不低于50%，余量逐步参与电力市场交易。

文件原文如下

为全面贯彻党中央、国务院关于推动实现碳达峰碳中和、建设新型能源体系的重大战略决策，切实增强我省能源安全可靠供应能力，推动源网荷储一体化项目建设，按照省委省政府安排部署，我委研究制定了《河南省工业企业源网荷储一体化项目实施细则(征求意见稿)》《河南省增量配电网类源网荷储一体化项目实施细则(征求意见稿)》《河南省农村地区源网荷储一体化项目实施细则(征求意见稿)》，现向社会公开征求意见。

此次公开征求意见的时间为2024年4月19日至2024年4月25日，相关意见建议请于公示期间以电子邮件方式反馈至hnsnyj@163.com。以单位名义反映问题应加盖公章，以个人名义反映的请注明姓名、单位、联系方式。

2024年4月18日

河南省工业企业源网荷储一体化项目实施细则

第一章 总 则

第一条 【实施目的】为深化电力体制改革，助力企业降低用能成本，推进工业企业开展源网荷储一体化项目建设，制定本细则。

第二条 【项目定义】工业企业源网荷储一体化项目(以下简称“一体化项目”)是指：用电量较大的工业企业，结合自身用电特性，通过充分发挥负荷调节能力、合理利用周边新能源资源建设屋顶光伏或分散式风电、适当配置储能设施等，提升绿电使用比例和系统运行效率，实现源网荷储一体化运行。完全利用自有固定建筑物屋顶及其附属设施建设屋顶光伏项目的，可按照原有项目管理机制继续实施。

第三条 【实施主体】一体化项目业主应为电力用户。重点支持战略性新兴产业，以及轻纺、冶金、电子制造、装备制造、大数据中心等用电负荷大、用电成本高的工业企业，加快一体化项目建设。

第二章 技术条件及标准

第四条 【建设模式】一体化项目业主可选择自主开发建设，也可委托专业队伍以合同能源管理方式开发建设。

第五条 【电源规模】一体化项目的电源建设规模应与用电负荷做好匹配。存量负荷配建的电源规模原则上不超过其近三年平均用电负荷;新增负荷配建的电源规模原则上不超过其设计年平均用电负荷。

第六条 【储能配置】一体化项目应通过合理配置储能等调节手段，实现所发电力自发自用。应加装防逆流装置，不向大电网反送电，在支撑绿色电力充分消纳的同时，不占用公共电力系统调峰能力。

第七条 【电网调度】一体化项目(含电源、线路、负荷、储能设施)作为同一主体接受统一调度，与其他用电主体公平承担相关安全责任与义务。一体化项目要按要求配置电力电量计量系统，为电力运行监测调控、绿电绿证交易等提供支撑。

第八条 【负荷消纳】一体化项目业主根据风电、光伏发电曲线合理安排生产，多用自发绿电。在项目运行期内，因负荷或调峰能力不足造成弃风弃光的，自行承担风险。

第九条 【系统备用】在系统备用资源富余的情况下，电网企业应为一体化项目提供适当的备用容量支持。

第十条 【安全要求】一体化项目应具有较为完善的安全方案，在推进建设过程中，有效防范化解各类安全风险。一体化项目采用的风电、光伏发电、储能设施等设备应通过型式认证等相关认证，符合国家相关标准，工程设计、建设施工以及运行维护单位应具有相应资质。

第三章 建设要求

第十一条 【并网时间】存量负荷配建新能源项目，应结合负荷特点加快建设，尽早投产。新增负荷配建新能源项目，应不早于新增负荷及储能设施投产时间，且与新增负荷项目运行周期做好匹配。

第十二条 【接入要求】以绿电就近、就地、就低、可溯源为目标，鼓励建设绿色专变、绿色专线，保障一体化项目新能源电力电量直接为用户服务。新能源接入工程需满足以下要求：

1.新能源项目应直接接入用电负荷侧配电设施;

2.新能源配套接入工程由企业投资建设，确保接入工程与项目建设进度相匹配。

第四章 组织流程

第十三条【试点先行】一体化项目按照试点先行原则组织实施，原则上每个省辖市(含济源示范区、郑州航空港区，下同)选取5个企业开展试点建设，后续项目待试点建设完成并形成典型模式后，适时推广。完全利用自有固定建筑物屋顶及其附属设施建设屋顶光伏项目的，不受试点数量限制。

第十四条【及时入库】河南省可再生能源项目信息管理系统为试点项目开辟专项通道。省辖市级能源主管部门组织项目业主编制试点建设方案，并按照前期库标准落实相关建设条件后，按程序纳入前期库。

第十五条 【报备实施】各省辖市级能源主管部门将符合条件的试点项目汇总后，向省发展改革委(能源局)报备。省发展改革委(能源局)按程序公布实施。

第五章 组织实施

第十六条 【责任分工】省发展改革委(省能源局)负责统筹协调、组织推进相关工作，会同有关部门及时协调解决细则实施过程中的重大问题，做好要素保障。各省辖市发展改革部门牵头推进本地区一体化项目建设，指导帮助企业依法合规推进项目前期工作，尽快落实相关建设条件。

第十七条 【项目立项】县级能源主管部门应按实施方案及时进行核准(备案)。一体化项目业主严格按实施方案进行建设，不得擅自变更建设内容。

第十八条 【按期调度】县级能源主管部门要加强一体化项目建设监管，依托河南省可再生能源项目信息管理系统定期向省发展改革委(能源局)报送建设情况。

第十九条 【合规推进】在并网调试前，一体化项目应按照国家质量、环境、消防有关规定，完成相关手续。

第二十条 【保障接入】电网企业要按照电网接入管理的有关规定以及电网运行安全要求，向一体化项目提供便捷、及时、高效的并网服务，不得拒绝和拖延并网。

第二十一条 【稳定运行】一体化项目业主须提前制定处置预案，在项目负荷不足、调峰能力降低或停运时，应研究采用提升自身用电负荷或新建调峰能力等措施，确保实施效果不低于项目申报水平。

第二十二条 【有序退出】一体化项目应按照用地、环保、安全、质量监管等相关法律法规要求，依法合规组织建设，对违反相关规定的，取消试点项目资格，并视情况通报相关部门予以严肃处理。一体化项目因故无法实施的，可申请终止项目，并参照《河南省新能源项目库管理暂行办法》进行考核。

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，促进清洁能源就近就地消纳，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，与公共电网友好互动的发配储用系统。

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

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，电源建设应与区域内负荷增长、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 增量配电网类项目要通过拓展区域内分布式清洁能源、接纳区域外可再生能源等提高清洁能源比重。

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%的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共电网，原则上要与公共电网形成清晰的物理分界面。

第十条 配电网内部与公共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，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，接受公共电网统一调度。

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、现货市场、辅助服务市场交易。

第十三条 执行综合结算的增量配电网类项目，2024年12月31日前，向公共电网购买电量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。执行分类结算的增量配电网类项目，向公共电网购买电量中居民、农业用电量，按照国家政策由公共电网企业和增量配电网企业自行商定，其它电量执行综合结算的方式。

第十四条 独立的小型抽蓄、新型储能电站向增量配电网送电的，其抽水或充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

第十五条 增量配电网供电区域内的供电接入工程建设费用，由当地政府和增量配电网企业结合实际研究确定分担办法;增量配电网供电区域以外接入公共电网的线路工程，原则上由公共电网企业建设，也可经双方协商，由增量配电网企业建设，后期公共电网企业依法合规回购。如有调整，按新政策执行。

第四章 组织实施

第十六条 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。

第十七条 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。

第十八条 公共电网企业应无歧视开放电网，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。

公共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。

第十九条 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管理，按月向省发展改革委报送建设运营情况。

第二十条 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。

第二十一条 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。

第二十二条 省级增量配电业务改革试点，由省辖市发展改革部门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。

第二十三条 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

第二十四条 本细则自发布之日起施行，由省发展改革委负责解释。

河南省农村地区源网荷储一体化项目实施细则

第一章 总 则

第一条 为深化电力体制改革，推进农村能源革命，推动农村源网荷储一体化，实现能源从“远方来”到“身边取”，促进产业发展，助力乡村振兴，制定本细则。

第二条 支持农村分布式光伏、分散式风电就近多场景开发，推动农村从单一能源消费者向能源产消者转型。

第三条 农村地区源网荷储一体化项目应遵循“合理配置、自发自用”原则，根据负荷需要确定适宜装机规模，适当建设储能设施，将用电曲线和发电曲线相匹配，最大程度使用自发绿电。鼓励电量自我平衡，减轻对电网运行影响。

第四条 充分考虑分布式新能源与周边环境景观相融合，遵循“整齐对称、色调和谐、美观统一”的原则，因地制宜开展屋顶分布式光伏、分散式风电项目建设，形成与美丽乡村相结合、与建筑风格相协调的新型能源景观。

第二章 家庭作坊类源网荷储一体化

第五条 家庭作坊类源网荷储一体化是指按照户用光伏模式，利用作坊屋顶建设分布式光伏，实现作坊生产生活用电优先由自发绿电供应，降低用电成本。

第六条 家庭作坊类项目可以由作坊业主自行建设或与第三方合作建设。合作建设的，应由第三方负责设备全生命周期的运营维护，购置设备保险、第三方责任险。

第七条 家庭作坊类项目中，分布式光伏的备案和并网接入方式按照户用光伏执行。办理手续时业主应提供营业执照、第三方合作协议或设备购置发票等证明材料。

第八条 电网企业要积极支持分布式光伏的自发电量同时用于作坊生产和生活，做好接入工作。电网企业兜底保障作坊不足电量，电价按照现行政策执行。

第三章 生产企业类源网荷储一体化

第九条 生产企业类源网荷储一体化是指在乡(镇)区域内的农村生产企业，利用自有屋顶或周边屋顶建设分布式光伏，就近开发利用分散式风电，合理配置储能设施，实现源网荷储一体化发展。

第十条 生产企业类项目可以由生产企业自行建设或与第三方合作建设。合作建设的，应由第三方负责设备全生命周期的运营维护，购置设备保险、第三方责任险。

第十一条 生产企业类项目中，统筹开发的分布式风电光伏统一汇集至生产企业并网，按照单一主体模式管理。

第十二条 生产企业类项目原则上应按照不低于风电光伏装机功率的20%、时长不少于2小时的要求配置新型储能设施。

第十三条 生产企业类项目优先使用自发绿电满足生产需要，不足部分由电网企业兜底保障，电价按照现行政策执行。

第十四条 生产企业类项目中，利用自有屋顶建设的分布式光伏，按照现行自发自用政策执行;利用周边屋顶建设的分布式光伏，应通过合理配置储能等调节手段，实现所发电力自发自用、不向大电网反送电，在支撑绿色电力充分消纳的同时，不占用公共电力系统调峰能力。

第十五条 鼓励农村生产企业根据风电光伏发电曲线合理安排生产，多用自发绿电。

第十六条 生产企业类项目涉及的线路改造工程，一体化项目内的线路由一体化项目主体自行建设，项目外的并网线路原则上由电网企业建设，也可经双方协商，由一体化项目主体建设，后期电网企业依法依规回购。

第四章 整村开发类源网荷储一体化

第十七条 整村开发类源网荷储一体化是指利用村公共建筑和村民屋顶建设分布式光伏，利用空闲土地适量建设分散式风电，完善村内配电网，合理配置储能设施，逐步实现全村用电自我保障，壮大农村集体经济，促进农村零碳发展。

第十八条 整村开发类项目可以由村集体成立开发企业，自行建设或与第三方合作建设。合作建设的，应由第三方负责设备全生命周期的运营维护，购置设备保险、第三方责任险。其中，配电网可以由整村开发类项目主体建设，也可以协商利用电网企业现有设施。

第十九条 整村开发类项目应配置储能设施，配置规模原则上不低于新能源装机功率的50%、时长不少于2小时，保障全村自供电比例不低于80%。

第二十条 整村开发类项目优先使用自发绿电满足全村范围的农业种植、畜牧养殖、企业生产和教育医疗、商业经营、供暖供冷、污水处理、车辆充电等生产生活用电需要，提高农村能源自主保障能力。不足部分由电网企业兜底保障，电价按照现行电价政策执行。

第二十一条 整村开发类项目中的绿电自发自用比例不低于50%，余量逐步参与电力市场交易。

第五章 组织实施

第二十二条 省发展改革委(省能源局)负责统筹协调、组织推进相关工作，会同有关部门及时协调解决细则实施过程中的重大问题，做好要素保障。各省辖市人民政府牵头推进本地区一体化项目建设，提供一站式服务，指导帮助企业依法合规推进项目前期工作，尽快落实相关建设条件。

第二十三条 电网企业要按照电网接入管理的有关规定以及电网运行安全要求，向一体化项目提供便捷、及时、高效的并网服务。

第二十四条 一体化项目应具有较为完善的安全方案，在推进项目建设过程中，有效防范化解各类安全风险。

第二十五条 一体化项目在并网调试前，应按照国家质量、环境、消防有关规定，完成相关手续

第六章 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(省能源局)负责解释。