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四、鼓勵參與電力市場。

鼓勵項目業(yè)主將具備條件的“光儲充”一體化項目整合成“虛擬電廠”，作為同一主體參與電力現(xiàn)貨市場，引導新型主體在現(xiàn)貨低價時段充電，高價時段放電獲得峰谷價差收益。放電階段參照電網(wǎng)側(cè)獨立新型儲能運行模式，按照不報量、不報價、作為市場價格接受者的方式，自主申報次日運行計劃曲線，參與現(xiàn)貨交易，作為運行日安排電力運行的邊界條件，進行優(yōu)先出清，同時暫不承擔市場調(diào)節(jié)費用分攤返還。鼓勵項目參與電力輔助服務市場獲得額外收益。蒙東地區(qū)在電力現(xiàn)貨市場運行之前，可按照東北區(qū)域電力輔助服務管理相關要求，參與有償調(diào)峰、調(diào)頻獲取收益，電力現(xiàn)貨市場運行后按相關規(guī)則參與電力現(xiàn)貨市場。

五、健全項目盈利模式。

參照市場化消納新能源項目有關細則，“光儲充”一體化項目自發(fā)自用電量暫不征收系統(tǒng)備用費和政策性交叉補貼，待國家相應政策出臺后，按國家政策執(zhí)行。建設“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”分布式光伏的“光儲充”一體化項目，在確保充電基礎設施正常運營的情況下，允許分布式光伏余量上網(wǎng)，同時參照網(wǎng)內(nèi)保障性分布式新能源項目，確保上網(wǎng)余量全額優(yōu)先消納。項目儲能部分參照《內(nèi)蒙古自治區(qū)獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》第十一條“納入示范項目的電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站”的容量補償標準和機制享受容量補償，補償標準按放電量計算，補償上限和補償期暫按0.35元/千瓦時、10年考慮（從設備并網(wǎng)后向電網(wǎng)首次放電算起），補償資金由市場交易主體中的發(fā)電企業(yè)分攤，電網(wǎng)企業(yè)結(jié)算。如有容量市場或容量電價相關政策出臺，按新政策執(zhí)行。

六、加強配套電網(wǎng)保障。

電網(wǎng)企業(yè)要為“光儲充”一體化項目開通綠色通道、限時辦結(jié)，在電網(wǎng)接入、增容等方面提供優(yōu)先服務。容量在160千瓦及以下以低壓方式接入的客戶，延伸電網(wǎng)投資界面至電能計量裝置，實行接電“零投資”。為高壓客戶提供“三省”服務，延伸電網(wǎng)投資界面至客戶建筑區(qū)紅線，紅線外實現(xiàn)“零投資”。在保證安全運行和電力消納的前提下，簡化項目接入電網(wǎng)手續(xù)辦理、并網(wǎng)驗收和電費結(jié)算等工作。

七、助力綠色交通發(fā)展。

拓展公路沿線等場景下充電基礎設施的覆蓋廣度，加密優(yōu)化設施點位布局，為推廣實施“光儲充”一體化項目提供支持。鼓勵各地區(qū)結(jié)合綠色交通，因地制宜建設一批“光儲充”一體化項目，推動新能源與交通融合發(fā)展。

本政策措施自發(fā)布之日起施行；執(zhí)行期間如遇國家、自治區(qū)有關政策規(guī)定調(diào)整的，從其規(guī)定。