7月16日，江蘇省發展和改革委員會發布關于公開征求《關于高質量做好全省分布式光伏接網消納的通知（征求意見稿）》意見的通告。

公告顯示，大力推進儲能建設。積極開展抽水蓄能電站規劃布局，加快建設連云港抽水蓄能電站項目，充分利用電化學儲能響應快、配置靈活等優勢，重點發展電網側儲能，加快華能金壇、國信淮安等鹽穴壓縮空氣儲能項目建設，研究探索長時長儲能技術試點應用，提高儲能運行效率。到 2025年，全省抽水蓄能和新型儲能裝機規模達到約 900 萬千瓦，到 2030 年達到約 1300 萬千瓦。

原文件內容如下：

關于公開征求《關于高質量做好全省分布式光伏接網消納的通知（征求意見稿）》意見的通告

為進一步做好新形勢下分布式光伏接網消納工作，提升對新能源的消納能力，加快構建新型電力系統，我們起草了《關于高質量做好全省分布式光伏接網消納的通知（征求意見稿）》（見附件），現向全社會公開征求意見。如有修改意見，請于7月23日前反饋至省發展改革委（能源局）電力處。

公開征求意見時間：2024年7月16日至7月23日

郵箱：jsmtdlc@163.com，電話：025-83390366，025-83390126。

附件：

1. 關于高質量做好分布式光伏接網消納工作的通知（征求意見稿）.pdf

2.《關于高質量做好全省分布式光伏接網消納的通知（征求意見稿）》的起草說明.pdf

江蘇省發展和改革委員會

2024年7月16日

附件1：

關于高質量做好全省分布式光伏接網消納的通知

（征求意見稿）

各設區市發展改革委，省電力公司，有關電力企業：

為進一步做好新形勢下分布式光伏接網消納工作，提升對新能源的消納能力，加快構建新型電力系統，現就有關事項通知如下。

一、充分發揮電網配置平臺作用

（一）加快配電網升級改造。

積極適應大規模分布式光伏快速發展的新形勢，有針對性地開展全省城鄉新型配電網的規劃構造，堅持系統思維和問題導向，適度超前規劃建設，有序加大配電網投資力度，加快建設滿足分布式光伏規模化開發和就近消納要求的新型智能配電網。2024-2025 年，我省配電網計劃投資共約400億元；2026-2030年，我省配電網計劃投資共約1100億元。

（二）提高主干電網輸送能力。

不斷優化電網結構，加 強縣域電網與主網聯系，保障分布式光伏匯集外送，提高主要斷面輸送能力，通過 500千伏東通道加強、西通道增容擴建、揚鎮過江交流改直流等工程，提高蘇北和沿海地區的新能源接網和外送能力。到2025 年，我省北電南送過江輸電通道能力達到約 2500萬千瓦，到2030年提高到約 2800 萬千瓦。

（三）提升電網綜合承載能力。 

創新應用數字化技術，加強配電網層面源網荷儲協同調控，有序開展交直流混合配電網、柔性互聯等新技術應用，綜合采用運方調整、網架延伸、配變增容布點等多種手段，逐步構建主配微網協同的新型有源配電網調度運行模式，提升電網綜合承載力和靈活性。到 2025 年，我省電網分布式光伏接入能力不低于 5000萬千瓦，到2030年不低于 8000萬千瓦。

二、科學推進系統調節能力提升

（ 一）提高煤電支撐能力。

堅持“先立后改”，科學合理優化煤電布局，在負荷中心和重要城市周邊規劃建設一批兜底保障煤電，充分發揮支撐性清潔煤電對促進可再生能源消納的調節性作用，確保華能太倉、國能常州和國信沙洲等項目按時投運，加快推進國電投濱海、大唐呂四、華電望亭、中電常熟等項目。到2025 年，我省清潔燃煤發電裝機達到約 9000萬千瓦，到 2030 年達到約1億千瓦。

（二）加快調峰燃機建設。

按照有序適度的原則，重點考慮在電網分區平衡有缺口、網架支撐薄弱、調峰需求較大的地區布局發展調峰燃機項目，加快推進華能南通、大唐南電、華電望亭等燃氣輪機創新發展示范項目建設。到2025年，全省各類燃氣發電裝機達到約 2250萬千瓦，到 2030 年達到約 2800萬千瓦。

（三）大力推進儲能建設。

積極開展抽水蓄能電站規劃布局，加快建設連云港抽水蓄能電站項目，充分利用電化學儲能響應快、配置靈活等優勢，重點發展電網側儲能，加快華能金壇、國信淮安等鹽穴壓縮空氣儲能項目建設，研究探

索長時長儲能技術試點應用，提高儲能運行效率。到2025年，全省抽水蓄能和新型儲能裝機規模達到約900 萬千瓦，到 2030 年達到約1300萬千瓦。

三、積極促進網源協調發展

（一）加強配電網規劃引導。

各設區市發展改革委要按照《國家能源局關于做好新能源消納工作保障新能源高質量發展的通知》（國能發電力[2024]44號）的要求， 科學研判各地新能源消納利用情況，部分資源條件較好的地區可適當放寬新能源消納利用率條件，并開展年度動態評估。各設區市發展改革委要結合新能源消納形勢，以服務分布式光伏發展為重點，組織各縣（區）電力主管部門和電網企業定期開展配電網規劃工作。特別在分布式光伏發展較快的地區，如縣（區）分布式光伏滲透率超過 50%，應及時啟動專項配電網規劃工作，進一步加強規劃深度并形成滾動調整機制，規劃中應將分布式光伏開發規模和布局作為規劃重要邊界條件予以明確，要根據分布式光伏發展現狀、資源情況、負荷水平和電網承載力等，有針對性地做好分布式光伏項目的接網消納方案。省電力公司配合電力主管部門，根據配電網規劃深度要求，于今年8月15日前編制專項配電網規劃大綱和模板供各地參考。

（二）動態評估電網承載力。

各設區市發展改革委要按照國家能源局《分布式光伏接入電網承載力及提升措施評估試點實施方案》（國能綜通新能〔2023〕74 號）和《分布式電源接入電網承載力評估導則》(DL/T 2041-2019)等要求，組

織各縣（區） 電力主管部門和電網企業按季度動態測算電網 承載能力，針對電網受限情況向社會公開，為光伏投資主體提供便捷的電網承載能力查詢服務。各地光伏備案管理部門要根據配電網規劃和電網承載力評估結果，對分布式光伏項目進行監管，并引導分布式光伏向承載能力充足地區開發建設。電網企業要根據承載力評估結果及分布式光伏項目具體需要，及時安排網架增強及臺區改造計劃，保障分布式光伏項目有序接網消納。

（三）推進“一地一策”精準化管理。

各設區市發展改革委要組織各縣（區） 電力主管部門會同電網企業，根據配 電網規劃和電網承載力，結合本地電網剩余可接入容量，并校核上級電網設備安全裕度，統籌安排分布式光伏項目接網的規模和時序。新建項目申請接入容量不超過電網剩余可接入容量和滿足電網安全要求的，可依規啟動辦理接網流程；新建項目申請接入容量超過電網剩余可接入容量、不滿足電網安全要求的，要分析研究獨立儲能、常規電源靈活性改造、新增調節電源、終端電氣化水平等對分布式光伏接網能力的影響，并提出針對性解決措施后，再有序安排接網；新建項目如自愿承諾接受較低的利用率，在滿足電網安全要求的條件下，也可經綜合評估后有序安排接網，并按照 自愿承諾的利用率嚴格接受電網調度運行，具體要求由各地自行制定。

（四）開展“一站一策”差異化接網。

各設區市發展改革委要將分布式光伏項目接網模式細分為“全部自發自用”、

“自發自用、余電上網”、“全額上網”三類，進行科學分類管理，提高消納水平。對“全部自發自用”和裝機容量在8千瓦及以下的“自發自用、余電上網”分布式光伏項目，可簡化流程，由電網企業提供綠色通道并網服務；對“全額上網”和裝機容量在 8 千瓦以上的“自發自用、余電上網”分布式光伏項目，要根據配電網規劃和電網承載力評估結果進行綜合研判，符合規劃和滿足承載要求的可由電網企業根據相應接網管理流程有序安排接入。

（五）優先就近就低接入電網。

鼓勵分布式光伏投資企業開展分布式光伏“整村連片”規模化開發，支持分布式光伏項目靠近電力負荷建設，在用電負荷密集且電網網架較強的地區，采用低壓就地接入方式，實現電力就地消納。原則上分布式光伏項目裝機容量在 8 千瓦及以下的接入電壓等級為 220 伏；8至 400千瓦的接入電壓等級為 380 伏；400至6000 千瓦的接入電壓等級為10 千伏；6000 千瓦以上、不能就地平衡的，可接入 10 千伏以上電壓等級。不具備低壓接入條件的地區，可通過匯流升壓至中、高壓配電網或在相應變電站（臺區）配置獨立儲能等方式改善接入條件，經接入系統評估滿足電網安全要求后安排接入。

（六）支持開展分布式儲能建設。

各設區市發展改革委 根據分布式光伏發展情況，可適時出臺有關配儲政策，鼓勵分布式光伏投資企業按照一定比例配建或租賃分布式儲能設施，并以聚合共建、租賃共享等模式集中統籌建設分布式

電網側儲能。設區市發展改革委出臺配儲政策后，可按不高于 10 萬千瓦的規模進行分布式電網側儲能的規劃建設，分布式電網側儲能直接接入35千伏及以下電壓等級電網。各設區市發改委牽頭負責本地分布式電網側儲能項目規劃配置及投資主體確認工作，鼓勵社會資本參與建設和運營管理。各設區市發展改革委應組織各縣（區） 電力主管部門和電網 企業根據配電網規劃，科學制定分布式電網側儲能的規劃布局方案，并附投資主體方案及時報省發展改革委進行規劃評估。在滿足獨立接入、獨立計量等技術要求的前提下，納入省級規劃的分布式電網側儲能項目可按照“蘇發改能源發〔2023〕775 號”的充放電調用政策進行結算。

（七）切實提升涉網運行性能。

分布式光伏項目的頻率 和電壓適應性需滿足《光伏發電系統接入配電網技術規定》（ GB/T 29319-2024）等國家要求，具備相應耐受頻率異常能力和高、低電壓穿越能力。為確保電力系統安全穩定運行，分布式光伏項目原則上應具備“可觀、可測、可調、可控”功能，響應電網指令，在線參與電力系統調節。新建分布式光伏項目均應在投運前滿足上述涉網性能要求，存量和在建分布式光伏項目應加快技術改造，原則上需于2025年6月底前滿足相關要求。不具備技術改造條件的分布式光伏項目需通過配置新型儲能等調峰能力的方式，公平承擔電網調峰責任，具體管理細則和調峰能力配置方案由電網企業依規明確。已具備涉網調節性能或配置調峰能力的分布式光伏項目，不納入電網輔助服務分攤范圍。

（八）推動分布式光伏參與綠電交易。

各設區市發展改革委應協同江蘇電力交易中心在各地設立綠電交易服務站，提供交易政策咨詢和培訓指導，協助分布式光伏發電企業辦理建檔立卡、綠證申請、市場注冊等各項交易業務。在具備 綠證核發條件并申請成功后，及時組織分布式光伏發電企業常態化參與省內電力市場綠電交易，試點開展分布式光伏聚合參與省內綠電交易，更好將分布式光伏上網電量的綠色電力環境價值轉換為經濟效益，促進分布式光伏通過綠電交易提高投資收益。

四、大力優化接網服務流程

（一）及時回復接網申請。

電網企業要按照《電網公平開放監管辦法》（國能發監管規〔2021〕49 號）要求，公平無歧視地為合規的分布式光伏項目提供電網接入服務。申請接入電網的分布式光伏項目業主應向電網企業提交并網意向書，明確備案類型、裝機規模、并網模式等并網相關必要信息，并對其真實性、合法性、完整性負責。電網企業在收到分布式光伏項目并網意向書后，應在 2 個工作日內給予受理意見的正式回復。電網企業應確保申請渠道暢通，采取“線上受理”、“一次告知”等方式受理接入電網申請，并依規對項目自然人身份證明、項目所在地址權屬和自購設備發票等支撐性材料進行評估確認。

（二）加快出具接入意見。

對于通過 220 伏或 380 伏接入的分布式光伏項目，業主不需開展專門的接入系統設計， 可由電網企業對項目進行評估后，提供接入系統典型設計方

案等免費服務，并于 7 個工作日內出具書面答復意見；對于通過 10 千伏及以上電壓接入的分布式光伏項目，業主需依規委托具有相應資質的設計單位開展項目接入系統設計，并向電網企業提供接入系統設計方案報告，經評估接入系統方案符合規范、具備條件后， 電網企業應于10個工作日內出具書面答復意見。

（三）科學簡化接網手續。

為簡化工作流程，縮短接入 時限，35千伏及以上電壓等級接入的分布式光伏項目和接入工程項目均核準（備案）后，電網企業應與分布式光伏項目 業主在 10 個工作日內簽訂接網協議。項目竣工后，電網企業應在 10 個工作日內組織設備驗收及調試，合格后并網運行。

各設區市發展改革委可根據本文件內容，會同電網企業和分布式光伏項目企業，結合當地實際制定本地區具體細則。

附件2：