内蒙古：力推光储充一体化项目，不占用分布式指标

9月10日，内蒙古自治区能源局发布关于公开征求《支持“光储充”一体化项目建设助力绿色交通发展进一步促进新能源消纳的七条政策措施(征求意见稿)》意见的公告。

文件提到，支持拓展应用场景。重点围绕高速公路、普通国省干线公路服务区(停车区)等应用场景，支持集中式充(换)电场站建设分布式光伏，配置适当比例的储能，形成“光储充”绿色充电一体化系统。

优化项目审批管理。由项目投资主体自行编制“光储充”一体化项目申报方案，报送项目所在盟市能源主管部门。项目申报方案中要明确分布式光伏并网模式，可以采用“全额自发自用”、“自发自用、余电上网”和“完全独立运行、不与电网发生电量交换”的运行模式。盟市能源主管部门会同相关部门组织项目评审，对符合条件的项目印发项目批复文件，及时备案分布式光伏、储能、充电基础设施项目。鼓励项目投资主体通过在充换电基础设施中通过建设分布式光伏、储能等，实现“光储充”一体化项目“完全独立运行、不与电网发生电量交换”，此类项目参照市场化消纳新能源项目管理，光伏规模不占用所在盟市分布式光伏建设指标。

健全项目盈利模式。参照市场化消纳新能源项目有关细则，“光储充”一体化项目自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴，待国家相应政策出台后，按国家政策执行。建设“自发自用、余电上网”分布式光伏的“光储充”一体化项目，在确保充电基础设施正常运营的情况下，允许分布式光伏余量上网，同时参照网内保障性分布式新能源项目，确保上网余量全额优先消纳。

项目储能部分参照《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则(暂行)》第十一条“纳入示范项目的电网侧独立储能电站”的容量补偿标准和机制享受容量补偿，补偿标准按放电量计算，补偿上限和补偿期暂按0.35元/千瓦时、10年考虑(从设备并网后向电网首次放电算起)，补偿资金由市场交易主体中的发电企业分摊，电网企业结算。如有容量市场或容量电价相关政策出台，按新政策执行。

详情如下

关于公开征求《支持“光储充”一体化项目建设助力绿色交通发展进一步促进新能源消纳的七条政策措施(征求意见稿)》意见的公告

内能源公告〔2024〕19号

为进一步推动分布式光伏与充电基础设施深度融合发展，加快绿色交通基础设施建设，推进交通绿色低碳转型，促进新能源科学开发和高比例消纳，自治区能源局起草了《内蒙古自治区关于支持“光储充”一体化项目建设助力绿色交通发展 进一步促进新能源消纳的七条政策措施(征求意见稿)》，从即日起向社会广泛征求意见。

请于2024年9月13日前将修改意见通过电子邮件方式反馈我局(邮箱：nmgnyjdlc@126.com)。

附件：内蒙古自治区关于支持“光储充”一体化项目建设助力绿色交通发展 进一步促进新能源消纳的七条政策措施(征求意见稿)

内蒙古自治区能源局

2024年9月9日

(此件主动公开)

附件

内蒙古自治区能源局关于支持“光储充”一体化项目建设助力绿色交通发展 进一步促进新能源消纳的七条政策措施(征求意见稿)

为进一步推动分布式光伏与充电基础设施深度融合发展，建设绿色交通基础设施，加快交通绿色低碳转型，促进新能源科学开发和高比例消纳，根据《中共中央国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》(中发〔2024〕13号)、《国务院关于推动内蒙古高质量发展 奋力书写中国式现代化新篇章的意见》(国发〔2023〕13号)、《国家发展改革等部门关于支持内蒙古绿色低碳高质量发展若干政策措施的通知》(发改环资〔2024〕379号)等文件精神，现提出以下支持措施。

一、支持拓展应用场景。重点围绕高速公路、普通国省干线公路服务区(停车区)等应用场景，支持集中式充(换)电场站建设分布式光伏，配置适当比例的储能，形成“光储充”绿色充电一体化系统。

二、优化项目审批管理。由项目投资主体自行编制“光储充”一体化项目申报方案，报送项目所在盟市能源主管部门。项目申报方案中要明确分布式光伏并网模式，可以采用“全额自发自用”、“自发自用、余电上网”和“完全独立运行、不与电网发生电量交换”的运行模式。盟市能源主管部门会同相关部门组织项目评审，对符合条件的项目印发项目批复文件，及时备案分布式光伏、储能、充电基础设施项目。鼓励项目投资主体通过在充换电基础设施中通过建设分布式光伏、储能等，实现“光储充”一体化项目“完全独立运行、不与电网发生电量交换”，此类项目参照市场化消纳新能源项目管理，光伏规模不占用所在盟市分布式光伏建设指标。

三、电网侧科学指引规划。电网企业要完善配电网与“光储充”一体化项目等新型主体的协调发展机制，针对新型主体科学规范配电网计算方法。电网企业要针对主配网重要节点，基于负荷水平、规模、调节能力、电力设备容量等因素，建立配电网可开放容量的定期发布和预警机制，引导项目科学合理布局。

四、鼓励参与电力市场。鼓励项目业主将具备条件的“光储充”一体化项目整合成“虚拟电厂”，作为同一主体参与电力现货市场，引导新型主体在现货低价时段充电，高价时段放电获得峰谷价差收益。放电阶段参照电网侧独立新型储能运行模式，按照不报量、不报价、作为市场价格接受者的方式，自主申报次日运行计划曲线，参与现货交易，作为运行日安排电力运行的边界条件，进行优先出清，同时暂不承担市场调节费用分摊返还。鼓励项目参与电力辅助服务市场获得额外收益。蒙东地区在电力现货市场运行之前，可按照东北区域电力辅助服务管理相关要求，参与有偿调峰、调频获取收益，电力现货市场运行后按相关规则参与电力现货市场。

五、健全项目盈利模式。参照市场化消纳新能源项目有关细则，“光储充”一体化项目自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴，待国家相应政策出台后，按国家政策执行。建设“自发自用、余电上网”分布式光伏的“光储充”一体化项目，在确保充电基础设施正常运营的情况下，允许分布式光伏余量上网，同时参照网内保障性分布式新能源项目，确保上网余量全额优先消纳。项目储能部分参照《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则(暂行)》第十一条“纳入示范项目的电网侧独立储能电站”的容量补偿标准和机制享受容量补偿，补偿标准按放电量计算，补偿上限和补偿期暂按0.35元/千瓦时、10年考虑(从设备并网后向电网首次放电算起)，补偿资金由市场交易主体中的发电企业分摊，电网企业结算。如有容量市场或容量电价相关政策出台，按新政策执行。

六、加强配套电网保障。电网企业要为“光储充”一体化项目开通绿色通道、限时办结，在电网接入、增容等方面提供优先服务。容量在160千瓦及以下以低压方式接入的客户，延伸电网投资界面至电能计量装置，实行接电“零投资”。为高压客户提供“三省”服务，延伸电网投资界面至客户建筑区红线，红线外实现“零投资”。在保证安全运行和电力消纳的前提下，简化项目接入电网手续办理、并网验收和电费结算等工作。

七、助力绿色交通发展。拓展公路沿线等场景下充电基础设施的覆盖广度，加密优化设施点位布局，为推广实施“光储充”一体化项目提供支持。鼓励各地区结合绿色交通，因地制宜建设一批“光储充”一体化项目，推动新能源与交通融合发展。

本政策措施自发布之日起施行;执行期间如遇国家、自治区有关政策规定调整的，从其规定。