9.深化配电网体制机制改革。放开配电领域投资和市场准入，鼓励多元社会主体投资建设配电网，建立投资竞争机制和发展指标评价标准体系。加快完善配电网工程定额与造价管理体系，推动电网企业持续加大配电网投资力度，提高配电网工程投资效率和安全质量。建立增量配电网常态化发展机制，加强增量配电网与大电网在规划、调度、交易等方面衔接，健全增量配电网与大电网利益分配机制，构建主网、配网协同运行、分级调控、良性互动的发展格局。

(四)优化电力负荷管理，强化供需协同保障。

10.促进源荷协调互动。鼓励用电量大、负荷可调节能力强的工业企业合理安排生产时序，优化工艺流程，推动负荷主动适应新能源发电特性，多用自发绿电。推动源网荷储一体化项目调度平台建设，加强精准预测、智能调控，促进源网荷储各环节高效匹配、协同运转，实现由“源随荷动”向“源网荷储互动”转变。

11.积极培育优质负荷。发展外向型产业，推进产业园区源网荷储一体化，创新应用场景，生产符合国际标准的绿色产品，打造外向型产业集群。培育壮大战略性新兴产业，加快推进“7+28+N”产业链企业源网荷储一体化，加快形成新质生产力。支持算力中心开展算力、电力基础设施协同规划布局，推动新能源就近供电，鼓励同步开展节能改造和余热资源回收利用，提升算力、电力协同和综合能效水平。推动传统产业提质发展，鼓励钢铁、煤炭、有色等传统产业多用绿电，促进产业转型升级。

12.激发乡村振兴新动能。深入推进农村能源革命，支持农村地区各类主体优先使用自发绿电满足生产生活需要，推动单一依靠大电网供电传统模式向自发自用为主、大电网兜底保障新模式转变。推广“绿电+清洁取暖”“绿电+公共设施”等多种应用场景，完善农村基础设施，激发农村消费潜力，培育壮大集体经济。

(五)提速发展新型储能，实现源网荷储互动。

13.加强储能与源网荷协同互补。根据不同应用场景，结合新能源发电装机规模、负荷用电特性、电网运行负载率等因素，源网荷储一体化项目合理配置一定比例的储能设施，支撑绿色电力就地就近消纳。

14.积极发展多元化储能路线。鼓励增量配电网建设长时储能设施，缓解新能源发电特性和负荷特性不匹配导致的长时平衡调节压力。鼓励用电量大的用户配置高效灵活的储能系统，实现削峰填谷，促进发电和用电的时空匹配。在交通、通信等供电可靠性要求较高的领域，鼓励建设移动式或固定式新型储能设施，提高应急供电保障能力。

三、保障措施

(一)强化政策支持。发展改革部门要利用大规模设备更新和消费品以旧换新、国家重大战略实施和重点领域安全能力建设等政策资金，重点支持带动性、引领性强的工程。农业农村部门要指导各地按照相关资金管理办法要求，统筹用好衔接推进乡村振兴补助资金，加大项目支持力度。自然资源部门要优化审核程序，加快土地手续办理。金融机构要落实绿色金融政策，在融资、贷款等方面加大支持力度。支持农村地区源网荷储一体化项目优先使用自发绿电，剩余绿电可适量上网，其中对纳入“千乡万村驭风行动”试点的整村开发类项目，原则上不限制绿电上网比例。鼓励在不影响土地生产和功能的前提下，探索利用设施农用地已建建(构)筑物以及交通路域闲置土地建设源网荷储一体化项目。

(二)保障并网消纳。电网企业要发挥关键平台作用，按照国家规定，公平、无歧视、高效提供并网服务，不得无故拒绝或拖延并网。要加快农村电网巩固提升及配套电网建设，提升一体化项目的支撑能力。及时提供年度电力电量数据，配合整村开发类项目新建低压端电网，做好电力兜底保障供应工作。

(三)营造良好环境。要加大推进源网荷储一体化各项政策宣传力度，引导企业树立正确观念，提振企业信心。及时总结推广项目实施中的经验做法，形成示范带动效应，充分调动企业参与积极性。

四、组织实施

(一)省发展改革委、能源局负责牵头推进源网荷储一体化相关工作，会同有关部门及时研究、协调解决重大问题，推动工作落实，重大情况及时报告、请示省政府。要建立健全督导服务机制，对各地工作推进情况开展督促指导和跟踪分析，评估通报各地推进情况和工作成效。

(二)各地要结合实际，加强对本地源网荷储一体化项目建设的组织领导，建立工作推进机制，切实履行主体责任，确保完成目标任务。

(三)项目实施主体依托省可再生能源项目管理系统开展项目申报，其中，电力用户可选择自主开发建设，也可委托专业队伍以合同能源管理等方式合作开发建设，受委托建设企业可作为项目申报主体。实施主体要按照本方案要求和新能源前期库基本条件准备相关资料，每月月底前5个工作日内在项目管理系统填报相关信息。源网荷储一体化项目经所在地发展改革部门审核确认后报送省发展改革委、能源局，由省发展改革委、能源局组织第三方机构评审后公布实施。鼓励企业配置先进设备，对应用异质结等新型晶硅太阳能电池的项目优先予以支持。

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