3月5日，山東省能源局發布關于印發源網荷儲一體化試點實施細則的通知。其中提出，源網荷儲一體化試點工作按照4類模式組織實施，分別為就地就近消納、綠電交易、虛擬電廠、分布式自發自用。

其中，自發自用模式和綠電交易模式的一體化項目應根據企業自身需求，自愿合理配置儲能。儲能應自行建設，不得作為獨立主體參與電力市場交易。

自發自用模式源網荷儲一體化項目適用于配電網承載能力不足、分布式新能源可開放容量受限區域。用電企業通過配建一定規模儲能設施，增加新能源大發時段用電負荷，在本廠區范圍內建設分布式新能源，所發電量原則上全部就地消納。項目實施不應影響電力系統安全運行。

附件提到，新能源就地就近消納模式適用于周邊新能源資源條件較好、對綠電直連有明確要求的出口型企業。新能源就地就近消納建設源網荷儲一體化項目應以提升新能源消納水平為目標。重點發展每年不低于2億千瓦時新能源電量消納能力且新能源電量消納占比不低于整體用電量50%的項目。

虛擬電廠模式適用于依托未納入調度管理范圍的分布式電源、用戶側或分布式儲能、可調節負荷等各類資源建設的一體化項目，聚合資源應分別接入公用電網，可在不同區域內，通過聚合為虛擬電廠參與電力市場交易，實現源網荷儲靈活互動，聚合資源由虛擬電廠運營商自主管理。

綠電交易模式要求具備電力數據實時監控、電力有功及無功自動控制、電力功率及負荷數據預測、市場出清及調度指令接收分解下發等功能。

原文如下：

關于印發源網荷儲一體化試點實施細則的通知

各市發展改革委（能源局），國網山東省電力公司，山東電力交易中心：

根據國家發展改革委、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）和國家能源局《關于支持電力領域新型經營主體創新發展的指導意見》（國能發法改〔2024〕93號）等文件要求，為促進新能源消納利用，助力新型電力系統建設，我們研究編制了源網荷儲一體化試點實施細則。現印發給你們，并將有關事項通知如下。

一、試點模式

結合我省電力市場化改革和電力運行實際，源網荷儲一體化試點工作按照4類模式組織實施，分別為就地就近消納、綠電交易、虛擬電廠、分布式自發自用，各類模式試點項目實施條件、運行管理等具體要求詳見附件1-4。源網荷儲一體化試點項目（以下簡稱“一體化項目”）需符合現行法律法規、電力行業相關政策、規范、標準規定，滿足安全、環保等有關要求，嚴禁借一體化項目名義為違規電廠轉正、將公用電廠轉為自備電廠、拉專線、逃避政府性基金及附加等。

二、申報評審

（一）各市發展改革（能源）部門負責對照各類模式具體要求，組織摸排轄區內企業需求和意愿，指導企業因地制宜選擇試點模式開展試點工作。就地就近消納類試點項目前期已進行部署，暫不新增申報，尚未納規的項目按照附件1的參考大綱編制實施方案。綠電交易類、分布式自發自用類試點項目按照附件2、附件4的參考大綱編制實施方案。對于虛擬電廠類試點項目，前期已申報試驗示范且屬于源網荷儲一體化類型的，納入試點申報范圍，根據企業意愿，由企業編制實施方案（詳見附件3），直接報送省能源局；新增項目按照我省虛擬電廠注冊相關要求進行注冊，由國網山東省電力公司征求企業意見后，將符合條件的項目報送省能源局，并附項目實施方案。

（二）項目申報前，各市發展改革（能源）部門負責會同相關部門和供電公司對擬申報的綠電交易類、分布式自發自用類試點項目進行初審，對項目建設規模、實施條件、消納能力、接入電網可行性等進行評估，明確評估意見后報送省能源局。今年擬申報試點項目請于3月底前完成報送。

（三）各市發展改革（能源）部門和國網山東省電力公司每半年報送一次申報材料。省能源局將會同有關部門，組織專家對各市申報和國網山東省電力公司推送的項目進行評估論證。評估內容主要包括方案編制情況，風、光等新能源資源落實情況，儲能配置情況，新增負荷投產計劃及建設條件落實情況，新能源消納匹配情況，變電站建設、電力系統接入可行性、項目經濟社會效益等相關情況。項目單位按照評估意見修改完善后，省能源局按程序將項目納入年度試點名單。

三、建設實施

涉及新建項目的，項目投資主體要嚴格按照申報內容開展項目建設，不得擅自變更實施范圍、建設地點、建設內容、股權結構等。項目建設完成后，市級發展改革（能源）部門負責組織有關單位，根據批復方案和相關規定進行驗收，出具驗收意見，驗收通過后向省能源局報備。電網企業按照國家、省相關技術標準和有關要求簽訂一體化項目并網調度協議、購售電合同、供用電合同等，并按程序辦理項目并網手續，市級能源主管部門對項目建設做好指導把關。

四、監督管理

市級發展改革（能源）部門負責項目建設監管，做好動態監測、定期預警，組織開展項目建成后的質效評估等工作；對未按要求建設的一體化項目責令整改，按季度向省能源局報送監管情況。要堅決避免出現借用“源網荷儲一體化”名義套取新能源資源現象，當項目負荷未按要求建設或達不到試點要求時，應重新編制實施方案并履行申報程序。項目納入試點后2年內未開工的，取消項目試點資格。

試點實施過程中，如遇國家政策調整，按照國家相關政策規定執行。

附件：

1.新能源就地就近消納模式試點項目實施細則（試行）

2.綠電交易模式試點項目實施細則（試行）

3.虛擬電廠模式試點項目實施細則（試行）

4.自發自用模式試點項目實施細則（試行）

山東省發展和改革委員會

國家能源局山東監管辦公室

山東省能源局

2025年3月5日

附件1

新能源就地就近消納模式試點項目實施細則（試行）

一、總體要求

新能源就地就近消納模式適用于周邊新能源資源條件較好、對綠電直連有明確要求的出口型企業。新能源就地就近消納建設源網荷儲一體化項目（以下簡稱“一體化項目”）應以提升新能源消納水平為目標。重點發展每年不低于2億千瓦時新能源電量消納能力且新能源電量消納占比不低于整體用電量50%的項目。新能源直連線路原則上由電網企業投資建設、運營和管理（不包括已納規并批復接入系統方案的項目），國家有新政策的，按國家最新政策執行。輸配電價及政策性費用按照國家和山東省相關政策執行。

二、實施條件

（一）投資主體。

一體化項目內電源、負荷、儲能原則上由同一主體投資，作為一個經營主體運營（不包括已納規并批復接入系統方案的項目）。依托增量配電網實施的一體化項目，電源、電網（增量配電區域內輸配電設施）、儲能原則上由同一主體投資（同一主體控股視為同一投資主體），作為一個經營主體運營。在方案編制、企業報裝立戶、并網調度協議簽訂、供用電合同簽訂、交易注冊等關鍵環節應進行同一主體一致性驗證。

（二）電源項目。

電源類型可包括風電、光伏、生物質發電以及分布式燃氣機組，統籌資源稟賦、用電負荷、用電特性、調節能力、投資規模、稅收貢獻等，合理確定各類裝機規模。常規水電、煤電、核電、抽水蓄能等不得接入一體化項目，已接入公用電網（含在建、已批復接入系統）的電源項目不得改接入一體化項目。

（三）并網要求。

一體化項目應做好接入系統方案、繼電保護、安全自動裝置、自動化系統、通信網等規劃設計，提出合理配置方案。

（四）新增負荷。

一體化項目用電負荷應為新增負荷（不包括已納規并批復接入系統方案的項目），取得相關主管部門的核準（備案）文件。一體化項目批復或納規時未向電網企業報裝的用電項目、已報裝但配套電網工程尚未批復或立項的用電項目，已報裝但供電方案尚未答復的均可視為新增負荷。新增負荷需滿足在新的不動產權證范圍內報裝或在原址改、擴建時，單獨劃定一體化項目區域，且具備獨立不動產權證、滿足獨立報裝條件。

原有用電主體通過銷戶新裝、更名、過戶等方式在原廠區變更用電，或前期未單獨報裝立戶（如企業的車間、分公司等）但已與電網形成電氣聯絡的存量負荷，均不作為新增負荷。新增負荷與存量負荷原則上不產生直接電氣連接。

（五）儲能配置。

一體化項目應根據企業自身需求，自愿合理配置儲能。儲能應自行建設，不得作為獨立主體參與電力市場交易。

（六）方案編制。

申請納規的一體化項目應參考附件大綱編制實施方案，并提供負荷核準（備案）文件或項目建設相關框架協議，自然資源、生態環境、文旅、水利、國防動員等部門對項目選址的支持性意見，電網企業對項目接入電網的支持性意見，以及建設單位相關材料。

三、運行要求

（一）投運時序。一體化項目應合理確定新增負荷、電源、儲能建設時序，確保同步規劃、同步建設、同步投產、同步運營。電網企業應合理安排線路工程建設時序，確保與一體化項目投產時序匹配。電源項目不得早于新增負荷和儲能設施開工、投產，分期投產的須在項目申請階段及實施方案中明確分期建設方案及投產計劃，且每期每批電源、儲能裝機規模及投產時序都要與新增負荷相匹配。省能源局會同相關部門評估并同意分期分批建設后，項目投資主體可分期分批辦理并網手續。

（二）并網運行。一體化項目不應影響電力系統安全穩定運行，接入系統應符合電力系統運行要求，完成相關性能試驗及涉網試驗，主要設備應滿足國家、行業技術標準及管理規范有關要求，確保安全穩定運行。電網企業按照國家、省相關技術標準和有關要求簽訂一體化項目并網調度協議、購售電合同、供用電合同等，并按程序辦理項目并網手續。

（三）自主調峰。一體化項目應建設源網荷儲一體化管控平臺，作為整體參與電力市場交易；因負荷停運、故障異常、交易報價等造成棄風棄光，由項目投資主體自行承擔風險，不納入全省棄風棄光電量統計。

（四）應急調度。當公用電網電力供應緊張時，一體化項目應按要求參與需求響應、有序用電、緊急負荷控制。特殊情況下，電力調度機構有權將一體化項目作為地區應急資源，為公用電網提供支撐，一體化項目應予以配合，接受公用電網統一調度。

四、交易結算

（一）市場交易。一體化項目具備獨立經營主體地位，作為用戶進行市場注冊，一體化項目從公用電網購電電量和上網電量按我省電力市場規則結算。

（二）統計要求。一體化項目各類資源分類裝表計量并納入電力統計。其中，用電量是指用戶（含電力生產用戶）耗用的全部電量，一體化項目用電設備耗用電量、發電設備損耗電量、儲能設備損耗電量等計入用電量；發電量是指全部發電設備的關口計量電量，根據不同電源類型納入相關統計范圍。

（三）社會責任。一體化項目（含廠區內分布式電源）自發自用電量的政策性交叉補貼、系統備用費、政府性基金及附加、輸配電價按國家和我省有關政策規定執行。

附件

XX源網荷儲一體化項目（新能源就地就近消納模式）實施方案參考大綱

一、設計依據、設計范圍、設計原則

（一）設計依據。

（二）設計范圍和設計原則。

（三）設計水平年。

二、項目概況與建設必要性

（一）項目概況。

（二）建設必要性。

三、項目主要建設內容

（一）電源建設內容。

（二）電網建設內容。

（三）新增負荷建設內容。

（四）儲能建設內容。

（五）調控平臺建設方案。

（六）接入系統方案。

四、項目實施條件

（一）電源實施條件。

（二）電網實施條件。

（三）新增負荷實施條件。

（四）儲能實施條件。

（五）源網荷儲匹配分析。

五、安全穩定分析

（一）潮流計算分析。

（二）暫態穩定分析。

（三）系統短路電流計算。

（四）系統短路比計算。

六、投資估算及財務分析

七、經濟效益和社會效益

（一）經濟效益。

（二）社會效益。

八、結論

九、附件

（一）建設單位工商注冊信息、法定代表人信息、統一社會信用代碼、工商營業執照、信用證明、審計報告等。

（二）負荷建設的核準（備案）文件或項目建設單位與地方政府簽署的框架協議。

（三）縣（區）人民政府出具不以任何名義增加項目建設不合理投資或成本的承諾函。

（四）自然資源、生態環境、文旅、水利、國防動員等部門對項目選址的支持性意見，風光項目需提供項目矢量坐標（shp格式）。

（五）供電公司對項目接入電網的支持性意見。

（六）其他支持性文件。

附件2

綠電交易模式試點項目實施細則（試行）

一、總體要求

綠電交易模式適用于周邊新能源資源較差、有較強綠電使用需求的項目。支持已納入省級年度建設計劃的新能源項目投產后通過綠色電力交易與相應負荷鎖定綠電使用規模。本類項目不要求綠電規模和使用比例，可由多家企業共同建設。

二、實施條件

（一）電源項目。電源類型可包括風電、光伏、生物質發電等，根據負荷規模、用電特性、調節能力等因素合理確定各類電源裝機規模。

（二）接網要求。各類電源、儲能并網線路和用電負荷供電線路原則上由電網企業建設，電網企業建設有困難或規劃建設時序不匹配的，可由項目投資主體建設，經雙方協商達成一致后，由電網企業依法依規適時回購。電源和用電負荷分別按現有并網接入程序和用戶業擴報裝程序辦理。

（三）負荷要求。一體化項目用電負荷可以是增量負荷，也可以是存量負荷，項目申報前應與負荷單位簽訂綠電交易協議，并提供負荷單位相關資料。增量負荷還應提供負荷項目核準（備案）文件、負荷建設方案和投產計劃等資料。

（四）儲能配置。一體化項目應根據企業自身需求，自愿合理配置儲能項目。儲能應自行建設，不得作為獨立主體參與電力市場交易。

（五）方案編制。申請試點的一體化項目應參考附件大綱編制實施方案，并提供項目電力交易相關協議，自然資源、生態環境、文旅、水利、國防動員等部門對項目選址的支持性意見，供電公司對項目接入電網的支持性意見，以及電源建設單位與負荷單位相關證明文件。

三、運行要求

一體化項目接入系統應符合電力系統安全穩定運行要求，完成相應性能試驗及涉網試驗。主要設備應滿足國家、行業技術標準及管理規范有關要求，確保安全穩定運行。電網企業按照國家、省相關技術標準和有關要求簽訂一體化項目并網調度協議、購售電合同、供用電合同等，并按程序辦理項目并網手續。

一體化項目電源應納入公用電網統一調度，滿足調度業務聯系要求，配置調度自動化及網絡安全設備、功率及負荷預測裝置、通信光纜及設備等，符合運行數據與電網調度機構實時交互條件，具備電力數據實時監控、電力有功及無功自動控制、電力功率及負荷數據預測、市場出清及調度指令接收分解下發等功能。

四、交易結算

新能源項目全電量參與市場交易，用電項目根據市場用戶類型（批發用戶或零售用戶）參與市場交易，新能源項目和用電項目通過綠色電力交易完成電能量交易和綠證劃轉。一體化項目的電源作為公用機組，負荷作為常規用戶，按照國家和我省有關政策和市場規則結算電費。

附件

XX源網荷儲一體化項目（綠電交易模式）實施方案參考大綱

一、設計依據、設計范圍、設計原則

（一）設計依據。

（二）設計范圍和設計原則。

（三）設計水平年。

二、項目概況與建設必要性

（一）項目概況。

（二）建設必要性。

三、項目主要建設內容

（一）電源建設內容。

（二）儲能建設內容。

四、項目實施條件

（一）電源實施條件。

（二）電網實施條件。

（三）負荷情況。

（四）儲能實施條件。

（五）源網荷儲匹配分析。

五、電網電力平衡和系統調峰分析

（一）電力平衡及分析。

（二）系統調峰能力分析。

六、接入系統方案

（一）周邊電網概況。

（二）接入系統方案。

（三）潮流計算分析。

（四）暫態穩定分析。

（五）系統短路電流計算。

（六）系統短路比計算。

（七）技術經濟性分析及投資估算。

七、電力市場交易

八、結論

（一）接入系統推薦方案。

（二）投資估算。

九、附件

（一）建設單位工商注冊信息、法定代表人信息、統一社會信用代碼、工商營業執照、信用證明、審計報告等。

（二）負荷單位工商注冊信息、法定代表人信息、統一社會信用代碼、工商營業執照、信用證明等。

（三）自然資源、生態環境、文旅、水利、國防動員等部門對項目選址的支持性意見。

（四）已納入省級年度建設計劃的有關文件。

（五）供電公司對項目接入電網的支持性意見。

（六）綠電交易合同或合作協議。

（七）其他支持性文件。

附件3

虛擬電廠模式試點項目實施細則（試行）

一、總體要求

虛擬電廠模式適用于依托未納入調度管理范圍的分布式電源、用戶側或分布式儲能、可調節負荷等各類資源建設的一體化項目，聚合資源應分別接入公用電網，可在不同區域內，通過聚合為虛擬電廠參與電力市場交易，實現源網荷儲靈活互動，聚合資源由虛擬電廠運營商自主管理。此類項目由項目主體負責組織實施，國網山東省電力公司定期將項目運行情況向省能源局報備。

二、實施條件

（一）要素條件。

電源類型為未納入調度管理范圍的分散式風電、分布式光伏、分布式燃機、儲能等。常規水電、煤電、核電、抽水蓄能等不得接入一體化項目。用電負荷應符合國家有關政策，不屬于國家《產業結構調整指導目錄》中淘汰類及限制類項目，具有省內獨立電力營銷戶號，同一用戶僅能由一家虛擬電廠運營商代理。一體化項目的儲能配置比例應與負荷特性、新能源規模等相匹配。已建成（含在建、已批復接入系統）、納入調度管理范圍的調節性電源或儲能設施不得參與構建一體化項目。

（二）準入流程。

1.資源建檔。采用虛擬電廠模式實施的一體化項目，各類資源應分別接入公用電網并形成清晰的物理界面，需建設聚合平臺，具備數據采集、運行監測、分析決策、指令分解功能，滿足國家、行業相關規定和要求，并通過具有資質的第三方測評機構的網絡安全檢測認證。平臺應接入新型電力負荷管理系統，并在系統中完成一體化項目虛擬電廠、機組、聚合資源檔案維護。

2.市場注冊。虛擬電廠模式一體化項目參與電能量或輔助服務市場，應按照國家相關要求及我省虛擬電廠注冊有關要求進行注冊。

3.能力測試。虛擬電廠模式一體化項目參與電能量或輔助服務市場，應由電網企業、調度機構對項目進行聚合資源、聚合方式、被聚合資源調節能力測試，完成對項目中各虛擬電廠機組調節能力認定，并向電力交易機構提供實際調節能力證明。一體化項目調節能力、連續調節時長等應滿足《山東電力市場規則（試行）》有關要求。

4.公示生效。電力交易機構對參與電能量或輔助服務市場的一體化項目進行完整性校核，審核通過后予以公示。公示無異議后，一體化項目與電力交易機構簽訂入市協議，注冊生效。

三、測試要求

虛擬電廠模式的一體化項目參照虛擬電廠驗收及測試要求，由電網企業組織開展。驗收內容包括聚合資源校核、平臺功能校驗等，驗收通過后方可申請調節能力測試。一體化項目需配合驗收工作，提供現場驗收條件，針對驗收中發現的問題，制定整改方案并認真落實。在驗收和測試過程中，應確保人身、電網和設備運行安全和操作安全，如因一體化項目準備不充分、策略不當等原因造成人身、電網、設備損失的，由一體化項目方承擔相應責任和損失，并妥善處置相關輿情。

四、運行管理

（一）市場交易。

采用虛擬電廠模式實施的一體化項目，以虛擬電廠方式參與市場，并滿足虛擬電廠參與現貨市場的技術要求。發電儲能類機組與負荷類機組應按發電單元和用電單元分開申報、出清、交易、結算，同一時段調節方向不得相反，不可占用系統調峰能力。

（二）結算計量。

虛擬電廠模式參與市場的一體化項目，由電網企業對各類資源單獨計量、抄表、清分，按市場規則結算原則進行計算并結算到戶。各類資源分類裝表計量并納入電力統計。一體化項目結算按國家和我省的有關政策和市場規則規定執行，后續如遇國家政策調整，按照國家政策執行。

（三）調度管理。

當公用電網電力供應緊張時，一體化項目應按要求參與需求響應、有序用電、緊急負荷控制。特殊情況下，電力調度機構有權將一體化項目作為地區應急資源，為公用電網提供支撐，一體化項目應予以配合，接受公用電網統一調度，上網價格按照市場規則執行。

附件

XX源網荷儲一體化項目（虛擬電廠模式）實施方案參考大綱

一、設計依據、設計范圍、設計原則

（一）設計依據。

（二）設計范圍。

（三）設計原則。

二、項目概況

（一）項目實施背景。

（二）項目實施概況與建設必要性。

（三）項目實施條件。

（四）項目虛擬電廠運營商及代理用戶介紹。

三、項目建設內容

（一）建設規模。

（二）建設方案。

（三）項目規劃與建設周期。

四、系統建設方案

（一）系統架構及功能描述。

（二）平臺接入方案。

（三）聚合平臺安全防護測試。

（四）投資估算。

（五）經濟和社會效益。

（六）安全責任劃分。

五、聚合資源能力分析

（一）聚合資源負荷特性分析。

（二）用電/發電能力分析。

（三）電力平衡及分析。

（四）系統調峰能力分析。

六、電力市場交易

七、附件

（一）建設單位工商注冊信息、法定代表人信息、統一社會信用代碼、工商營業執照、信用證明、審計報告等。

（二）其他支持性文件。

附件4

分布式新能源自發自用模式試點項目實施細則（試行）

一、總體要求

自發自用模式源網荷儲一體化項目（以下簡稱“一體化項目”）適用于配電網承載能力不足、分布式新能源可開放容量受限區域。用電企業通過配建一定規模儲能設施，增加新能源大發時段用電負荷，在本廠區范圍內建設分布式新能源，所發電量原則上全部就地消納。項目實施不應影響電力系統安全運行。

二、實施條件

項目可由多家企業聯合開發建設，電源類型為分散式風電、分布式光伏、生物質發電、分布式燃氣機組等。常規水電、煤電、核電、抽水蓄能等不得接入一體化項目。已接入公用電網（含在建、已批復接入系統）的電源項目不得改接入一體化項目。一體化項目的儲能配置比例、時長應與負荷特性、新能源規模等相匹配，按照科學合理的容量規模比例及時長配置，鼓勵配置長時儲能。已建成（含在建、已批復接入系統）的調節性電源或儲能設施不得參與構建一體化項目。該模式一體化項目的負荷可以為增量負荷，也可以為存量負荷。申請納規或納入省級年度建設計劃的一體化項目應參考附件大綱編制實施方案。

三、運行要求

（一）項目接入。一體化項目接入系統應符合電力系統安全穩定運行要求，完成相應性能試驗及涉網試驗。主要設備應滿足國家、行業技術標準及管理規范有關要求。電網企業按照國家、省相關技術標準和有關要求簽訂一體化項目并網調度協議、購售電合同、供用電合同等，并按程序辦理項目并網手續。

（二）運行管理。一體化項目原則上不得向大電網反送電，如發生反送情況，反送電量按所在節點現貨實時市場價格結算，納入保障性電量來源。當項目用電負荷安排年度常規檢修時，在具備新能源送出和消納空間的前提下，可臨時申請新能源上網發電，上網時段應由儲能實現發電時段轉移。在編制項目實施方案時，企業應根據行業自身特點，明確每年常規檢修時間。

（三）應急調度。當公用電網電力供應緊張時，一體化項目應按要求參與需求響應、有序用電、緊急負荷控制。特殊情況下，電力調度機構有權將一體化項目作為地區應急資源，為公用電網提供支撐，一體化項目應予以配合，接受公用電網統一調度。

四、交易結算

（一）市場交易。一體化項目作為整體以用戶身份參與市場交易，其用網電量根據市場用戶類型，按照國家和我省的有關政策和市場規則規定結算電費，后續如遇國家政策調整，按照國家政策執行。

（二）應急結算。應急調度情況下，上網電量結算按我省電力市場規則執行。

（三）統計要求。一體化項目的用電量、發電量應分別統計，在一體化項目運行期內，因負荷停運、設備檢修、故障異常或調峰能力不足、交易報價等造成項目棄風棄光，項目投資主體自行承擔風險，不納入全省棄風棄光電量統計。

（四）社會責任。一體化項目（含廠區內分布式電源）自發自用電量的政策性交叉補貼、系統備用費、政府性基金及附加按國家和我省有關政策規定執行。

附件：XX源網荷儲一體化項目（分布式新能源自發自用模式）實施方案參考大綱

附件

XX源網荷儲一體化項目（分布式新能源自發自用模式）實施方案參考大綱

一、設計依據、設計范圍、設計原則

（一）設計依據。

（二）設計范圍和設計原則。

（三）設計水平年。

（四）項目概況。

二、電力系統現狀

（一）電網現狀。

（二）電源現狀。

（三）負荷現狀。

三、電力發展規劃

（一）負荷預測。

（二）電源規劃。

（三）電網發展規劃。

四、電力供需平衡分析

（一）建設必要性。

（二）負荷情況。

（三）負荷特性。

（四）電源出力情況。

（五）調峰計算。

五、電網電力平衡和系統調峰分析

（一）電力平衡及分析。

（二）系統調峰能力分析。

六、接入系統方案

（一）周邊電網概況。

（二）局部電網情況。

（三）接入系統方案。

（四）潮流計算分析。

（五）電能質量評估。

（六）技術經濟性分析及投資估算。

七、電力市場交易

八、結論

（一）接入系統推薦方案。

（二）投資估算。

九、附件

（一）建設單位工商注冊信息、法定代表人信息、統一社會信用代碼、工商營業執照、信用證明、審計報告等。

（二）供電公司對項目接入電網的支持性意見。

（三）其他支持性文件。