4. 电源接入系统方案审批
4.1. 向电网企业协商提出接入电网的新建电源项目，应列入政府能源主管部门
批准的电力发展规划或专项规划，取得同意立项意见。
4.2. 在电源可行性研究阶段，电源项目业主应委托具备工程咨询资质的单位开
展电源接入系统（含一、二次）方案设计，编制接入系统设计报告。接入系统工程路径复杂时，宜开展路径专题研究。
4.3. 设计咨询单位可根据接入系统设计需要，以附表3-1的形式向项目当地省
公司申请电力系统相关数据资料。有关资料的获得、使用、保存和转移等环节应符合国家相关信息安全与保密的要求。
4.4. 由国家核准建设的电源项目在完成接入系统方案后，由电源项目业主报送
当地省公司组织初审。当地省公司初审后，报南方电网公司组织审批。
4.5. 非国家核准电源项目在完成接入系统方案后，广州、深圳地区非国家核准
电源项目，由电源项目由电源项目业主分别报当地供电局审批；其它地区接入110千伏及以上电压等级的非国家核准电源项目，由电源项目业主报当地省公司审批；其它地区接入110千伏以下电网的非国家核准电源项目，由电源项目业主报当地地市供电局审批，海南由当地区县供电局审批。当地电网公司出具的接入系统设计复函，需抄送所在地国家能源局派出机构。各级电网公司审批电源项目接入系统方案分工表见附件2。
4.6. 不符合规划方案或没有纳入规划的电源接入系统方案，需报上一级计划发
展部门审核同意后方可批复。
4.7. 对新建电源项目接入系统设计报告有不同意见的，电网公司将以书面形式
对接入系统报告存在的问题一次性完整告知。电源项目业主应根据书面意见补充完善相关设计报告，并及时提交当地电网公司。
4.8. 接入系统设计报告的批复时限如下：
（1）国务院核准的新建核电项目不超过40个工作日；
（2）国务院投资主管部门核准的新建燃煤（含低热值煤）、燃气等火电项目不超过40个工作日；主要流域上建设的水电站项目（含水利工程和航电枢纽的水力发电机组）不超过40个工作日；
（3）省投资主管部门核准的新建燃煤背压热电、燃气热电、非主要流域上建设的水电站、风电站等电源项目不超过30个工作日。
4.9. 电源接入系统批复方案原则上两年内有效，若在有效期内电源项目仍未取
得核准，需重新办理审批手续。由电网公司重新批复或延期接入系统方案，延长期不超过两年。
4.10. 接入系统工程投资主体的确定原则如下：
（1）由国家核准建设的电源，其接入系统原则上由当地省公司投资、建设和运营管理。
（2）直接接入输电网（220千伏及以上）的风力发电、生物质发电等大中型可再生能源发电项目，其接入系统输变电工程由电网企业投资建设。
（3）对直接接入配电网（110千伏及以下）的小型可再生能源发电项目，其接入系统原则上由电网企业投资建设，发电企业（个人）经与电网企业协商，也可投资建设。
4.11. 接入系统批复后，当地省公司组织开展接入系统工程前期工作。前期工作
周期原则上不超过当地省公司同电压等级、条件相近的其他电网工程。
4.12. 因发电企业或电网企业单方面原因调整接网方案的，应商对方按照有关程
序重新确定新的方案，相关费用由提出调整方承担。
5. 电源并网协议书签订
5.1. 签订并网协议书应具备以下条件：
（1）电源项目接入系统方案通过审批； （2）电源项目获得政府主管部门核准或备案；
（3）原则上要求电源接入系统工程获得政府主管部门核准或备案。
5.2. 在电源项目及其接入系统工程均核准（备案）后30个工作日内，电源项
目业与当地省公司或下属供电局协商签订并网协议书。
5.3. 广东、广西、云南及贵州电网公司负责签订营业区内接入220千伏及以上
电源等级的电源项目并网协议书，其他的电源项目并网协议书由各地市供电局负责签订；海南电网公司负责签订营业区内接入110千伏及以上电源等级的电源项目并网协议书，其他的电源项目并网协议书由各区县供电局负责签订；广州及深圳供电局负责签订营业区内接入10千伏及以上电源等级的电源项目并网协议书，其他的电源项目并网协议书由各区供电局负责签订。
5.4. 电源项目和送出工程建设周期原则上参考相关工程建设定额周期有关规
定。电网企业、发电企业应严格执行接网协议，相互配合，确保电源电网同步建成投产。因单方原因造成投产时间迟于接网协议约定时间并给对方造成损失的，违约方应根据约定标准向对方进行经济赔偿。
5.5. 并网协议书应主要明确工程建设规模、开工时间、投产时间、产权分界点
和电力电量计量点、并网技术条件和要求、上网电力电量购销原则、电价执行原则、双方的责任和义务、违约责任和终止条款等，协议书范本详见附录B。
5.6. 并网协议将作为并网调度协议的依据，双方的权利和义务在购售电合同和
并网调度协议中承接并进一步细化明确。
6. 购售电合同签订
6.1. 新建电源项目应在电源首次并网前签订购售电合同，签订购售电合同时应
提供但不限于以下资料：
（1）系统接入方案（含接入系统图）；
（2）产权分界点信息（含产权分界点示意图）； （3）计量点信息（含计量点示意图）；
（4）政府相关批文（包括项目核准文件、环评报告、取水许可证、电力业
务许可证（发电类）和上网电价批复文件等）；
（5）电网公司相关批复（含并网（意向）协议书）；
（6）项目竣工报告； （7）营业执照； （8）组织结构代码证； （9）法人代表身份证； （10）税务登记证； （11）银行开户许可证等。
6.2. 购售电合同文本应参照国家电监会与国家工商总局联合颁发的《购售电合
同（示范文本）》由电网企业与发电企业协商签订，合同内容应包括电力电量购售、上网电价、电能计量、电费结算与支付、合同期限、合同违约和终止等内容。
6.3. 购售电合同签订完毕后，相关电网企业应按规定向电力监管机构备案。授
权各分子公司与总调直调电源项目签订的购售电合同，各分子公司应在合同签订完毕后5个工作日内，报公司市场营销部备案。
6.4. 购售电合同执行期间，双方需要对合同部分条款进行修改、补充的，可签
订购售电合同补充协议。补充协议应约定为购售电合同的重要组成部分，与购售电合同具有同等法律效力。
6.5. 购售电合同原则上每年签订一次，应在本年度结束前签订次年度购售电合
同，因特殊原因无法完成的，最迟在次年一季度前完成。
6.6. 购售电合同有效期一般为统调电厂一年、地（县）调电厂三年。合同到期
后可采取以下方式续签合同：
（1）合同双方均未提出异议，根据合同约定，原合同继续有效。
（2）合同双方对合同部分条款进行修改、补充的，双方签订补充协议。根
据合同约定，原合同的其他条款继续有效。
（3）合同双方对合同条款存在异议，提出重签，原合同废止，重新签订合
同。
7. 并网调度协议签订
7.1. 签订并网调度协议应具备以下条件：
（1）电源项目获得政府主管部门核准或备案； （2）已与电网企业签订并网协议书。
7.2. 电厂业主单位应在启动前3个月与相应调度机构协商并网调度协议有关事
宜，协议最迟应于启动前15个工作日签订完毕。
7.3. 并网调度协议应明确电力调度机构与电厂的双方义务，对相关电气设备并
网运行条件、设备调管范围、设备管理要求、专业技术指标、发电及检修计划安排原则、事故处理与调查等工作的内容及要求进行说明。
7.4. 并网调度协议须经电力调度机构与电厂、大用户法定代表人或其委托代理
人签字并加盖双方公章后方可正式生效。
7.5. 原则上并网调度协议有效期为一年，期满后双方若无异议，协议继续生
效，直至因其它原因终止；若一方有异议，应书面通知另一方，并在30天内协商重新签订事宜。
8. 新机转商运管理
8.1. 新建电源项目按照国家能源局《关于取消新建机组进入商业运营审批有关
事项的通知》（国能监管[2015]18号的有关规定，国家能源局及各派出机构原来承担的新建机组进入商业运营审批工作取消，各发电企业不需提出新建机组进入商业运营申请，国家能源局及各派出机构不再出具新建机组进入商业运营的批复。
8.2. 根据国务院通知，并网安全性评价不再作为新机商转的基本条件。新建机
组完成整套设备启动试运行时间点起，停止执行调试电价，执行国家规定电价。新建机组进入商业运营其他工作按照原国家电监会《发电机组进入及退出商业运营管理办法》（电监市场[2011]32号）规定执行。
8.3. 在完成整套设备启动试运行时间点后90天内，新建机组具备商业运营条
件的，自动进入商业运营；届时未具备商业运营条件的，可申请由国家能源局