2021年2月25日，国家发改委、能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（详情点击链接），文件指出，鼓励社会资本等各类投资主体投资增量配电网项目，在工业负荷大、新能源条件好的地区，支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，结合增量配电网等工作，开展源网荷储一体化绿色供电园区建设。
近期，河南、陕西、内蒙古、辽宁、甘肃、安徽、河北、浙江等地根据此《指导意见》开始源网荷储一体化和多能互补项目申报工作，均提出鼓励在工业负荷大、新能源条件好的地区结合增量配电网开展源网荷储一体化绿色供电园区建设这一要求。
在此背景下，河南省发改委5月24日发布关于征求《推进增量配电业务改革试点源网荷储一体化建设发展的指导意见》意见的函，详细指导增量配电业务试点源网荷储一体化建设，是对河南《关于组织申报“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补项目方案的通知》的延伸补充，为进一步深化电力体制改革，规范引导社会资本有序投资运营增量配电网，支持试点开展源网荷储一体化建设，推动增量配电业务改革健康发展提供了思路。
文件对总体目标、基本原则、申报示范项目技术规模要求、项目申报要求、规范增量配电业务改革工作流程、因地制宜开展“源网荷储一体化”建设要求、创新开展新模式新业态等几方面做了详细规定。
总体目标：
到 2025 年，国家批复的五批增量配电业务改革试点全部落地运营，建成一批"源网荷储一体化"发展的坚强局部配电网示范项目。
基本原则：
1.绿色为主、协调互济。因地制宜建设一定比例的新能源项目，提高电力自给自足能力，结合负荷特性，做好需求侧管理， 发挥源网荷储协调互济作用，促进清洁能源就地消纳，推动能源转型和绿色发展。
2.多元合作、创新机制。引导多元化资本投入，创新投资、运维机制，鼓励社会资本积极参与增量配电网区域内分布式电源、储能等项目建设，推动源网荷储一体化和多能互补发展。完善市场化电价机制，调动投资主体和电力用户积极性，发挥市场在资源配置中的决定作用。
3.规范管理、示范引领。发挥政府监管作用，建立数据统计和信息报送制度，加强项目管理，严格工作流程。抓好典型示范项目建设，因地制宜探索各类分布式能源和智能电网技术应用，形成宜复制宜推广的典型模式和经验，逐步推广。
示范项目技术和规模要求：
（一）配电网内的电源以当地新能源发电为主，或以天然气多联供等能源综合利用为目标的分布式发电项目，鼓励采用燃料电池等新型清洁技术。其中，新能源装机容量不低于100兆瓦，占比 50%以上，或天然气多联供系统综合能源利用效率达到70%以上。
（二）配电网内部具有保障负荷用电与电气设备独立运行的控制系统，具备电力供需自我平衡运行能力，独立运行时能保障重要负荷连续供电（不低于2小时）。
（三）项目实施后，配电网消纳新能源电量占比原则上不低于30%，与外部电网的交换功率和交换时段具有可控性。
项目申报要求：
示范项目由试点所在省辖市、省直管县（市）发展改革委负责统一组织申报，编制源网荷储一体化建设实施方案，于 6月 30 日前报送河南省发改委（同时报送电子版）。示范项目业主单位要建立信息报送和数据统计制度，每月 10日之前报送上月项目建设情况和电力生产消费情况，其中电力生产消费情况包括但不限于新能源和分布式电源发电量、全社会用电量（分行业、分类别）、与外部电网交换电量情况等。
示范项目选择综合结算的，可整体打包非市场化电量，作为单一市场化用户参与电力批发市场交易，其代理用户无需市场注册，其用电价格不得高于目录电价。
项目建成后，项目单位应及时组织竣工验收，并将竣工验收报告报送省发改委和河南能监办。项目在推进过程中遇重大问题，及时向省发改委和河南能监办报告。
规范增量配电业务改革工作流程：
科学编制试点配电网规划：在配电网规划编制中，要设置专门章节进行重复建设辨识论证，相关单位均可提出试点范围内配电网规划的意见。
优选确定项目业主单位：试点所在地政府原则上应通过市场化等方式优选确定项目业主，要依据法律法规和相关规划，发布招标公告，明确准入条件、优选原则等内容。在项目业主确定后，试点所在地政府要与其签订配电网投资协议，并向社会公示。已投资、建设和运营的存量配电网，可直接由产权所有人向试点所在地政府申请作为项目业主，但须履行公示公告程序。在试点项目获批至项目业主确定的过渡期内，经由试点所在地政府 批复后可由电网企业或指定企业先行投资建设运维配电设施。
合理划分配电区域：项目业主若与电网企业就试点区域内存量资产处置达成合作意向，应尽快组建项目公司，在试点区域内开展工作，配电区域即试点区域。若存量资产处置达不成合作意向的，由项目业主提出配电区域划分申请，试点所在省辖市、省直管县（市）发展改革委按照界限清晰、责任明确的原则划定配电区域，并报省发展改革委备案，抄送河南能源监管办。配电区域的划分按照《增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）》（发改能源规〔2018〕424号）执行。
有序推进试点项目建设：增量配电网内源、网、荷、储等项目内容按照类别分别进行核准或备案。严禁未核先建或不按核准的建设地点、建设规模、建设美容等进行建设。
因地制宜开展“源网荷储一体化”建设：
加强区内电源支撑能力：支持符合政策且纳入规划的风电光伏、余热余气余压等发电项目、独立电储能以及分布式电源以适当电压等级接入增量配电网，就地在增量配电网区域内消纳。
加强区域内的负荷管理能力：支持增量配电网企业加强负荷侧管理，通过制定符合配电网运行特性的电力套餐服务，研究可中断负荷的激励措施，改善用户用电消费行为，充分挖掘用户需求侧响应的资源，错峰用电、削峰填谷。支持增量配电网企业借助配售电业务向综合能源服务商转型。
加强增量配网的智能调节能力：鼓励增量配电网企业开发综合性管理平台，加强支撑性电源和负荷侧的管理，提高电源跟踪负荷能力，实现需求侧响应快速灵活，适应电力现货市场建设需要，增强配电网调节韧性。支持增量配电网企业开展"源网荷储一体化"建设，研究网源荷储综合优化配置方案，加快数字化、智能化技术应用，形成源网荷储灵活互动、协调互济的智能电力系统，提高配电网的平衡能力。
创新开展新模式新业态：
创新试点项目合作方式。鼓励社会资本投资、建设、运营增量配电网，通过创新经营方式为用户提供安全、方便、快捷的供电服务。鼓励电网企业通过多元合作的方式参与增量配电业务改革试点项目建设，在电网企业参与的增量配电业务改革试点中，项目投资主体不得少于3家，企业及其关联企业不能同时参与同一个试点项目。
创新公司运营管理机制。按照有利于社会资本投入、 有利于电网安全运行、有利于电网调度管理的原则，推进增量配电网的投资权、经营权和运维权分离。支持试点项目建成后，由项目业主与电网企业成立配电网运维公司，或委托电网企业以及具有资质的第三方机构运维管理，并签订委托协议，具体负责配电网的日常运行维护。
创新引导多元化资本投入。鼓励电网企业、发电企业、电力用户、电气装备制造、设计咨询、电力建设企业积极投资建设运营增量配电网。支持配电网企业融合各方优势投资建设风电、光伏发电、分布式电源、独立储能、充电基础设施等项目，推动"源网荷储一体化"建设，为用户提供安全优质高效的多元化服务。
