关于高质量做好全省分布式光伏 接网消纳的通知 （征求意见稿）

各设区市发展改革委，省电力公司，有关电力企业：

为进一步做好新形势下分布式光伏接网消纳工作，提升 对新能源的消纳能力，加快构建新型电力系统，现就有关事 项通知如下。

一、充分发挥电网配置平台作用

（一）加快配电网升级改造。积极适应大规模分布式光 伏快速发展的新形势，有针对性地开展全省城乡新型配电网 的规划构造，坚持系统思维和问题导向，适度超前规划建设， 有序加大配电网投资力度，加快建设满足分布式光伏规模化 开发和就近消纳要求的新型智能配电网。2024-2025 年，我 省配电网计划投资共约 400 亿元；2026-2030 年，我省配电 网计划投资共约 1100 亿元。

（二）提高主干电网输送能力。不断优化电网结构，加 强县域电网与主网联系，保障分布式光伏汇集外送，提高主 要断面输送能力，通过 500 千伏东通道加强、西通道增容扩 建、扬镇过江交流改直流等工程，提高苏北和沿海地区的新 能源接网和外送能力。到 2025 年，我省北电南送过江输电 通道能力达到约 2500 万千瓦，到 2030 年提高到约 2800 万 千瓦。

（三）提升电网综合承载能力。创新应用数字化技术，加强配电网层面源网荷储协同调控，有序开展交直流混合配 电网、柔性互联等新技术应用，综合采用运方调整、网架延 伸、配变增容布点等多种手段，逐步构建主配微网协同的新 型有源配电网调度运行模式，提升电网综合承载力和灵活性。 到 2025 年，我省电网分布式光伏接入能力不低于 5000 万千 瓦，到 2030 年不低于 8000 万千瓦。

二、科学推进系统调节能力提升

（一）提高煤电支撑能力。坚持“先立后改”，科学合 理优化煤电布局，在负荷中心和重要城市周边规划建设一批 兜底保障煤电，充分发挥支撑性清洁煤电对促进可再生能源 消纳的调节性作用，确保华能太仓、国能常州和国信沙洲等 项目按时投运，加快推进国电投滨海、大唐吕四、华电望亭、 中电常熟等项目。到 2025 年，我省清洁燃煤发电装机达到 约 9000 万千瓦，到 2030 年达到约 1 亿千瓦。

（二）加快调峰燃机建设。按照有序适度的原则，重点 考虑在电网分区平衡有缺口、网架支撑薄弱、调峰需求较大 的地区布局发展调峰燃机项目，加快推进华能南通、大唐南 电、华电望亭等燃气轮机创新发展示范项目建设。到 2025

年，全省各类燃气发电装机达到约 2250 万千瓦，到 2030 年 达到约 2800 万千瓦。

（三）大力推进储能建设。积极开展抽水蓄能电站规划 布局，加快建设连云港抽水蓄能电站项目，充分利用电化学 储能响应快、配置灵活等优势，重点发展电网侧储能，加快 华能金坛、国信淮安等盐穴压缩空气储能项目建设，研究探索长时长储能技术试点应用，提高储能运行效率。到 2025

年，全省抽水蓄能和新型储能装机规模达到约 900 万千瓦， 到 2030 年达到约 1300 万千瓦。

三、积极促进网源协调发展

（一）加强配电网规划引导。各设区市发展改革委要按 照《能源局关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量 发展的通知》（国能发电力[2024]44 号）的要求，科学研判各 地新能源消纳利用情况，部分资源条件较好的地区可适当放 宽新能源消纳利用率条件，并开展年度动态评估。各设区市 发展改革委要结合新能源消纳形势，以服务分布式光伏发展 为重点，组织各县（区）电力主管部门和电网企业定期开展 配电网规划工作。特别在分布式光伏发展较快的地区，如县 （区）分布式光伏渗透率超过 50%，应及时启动专项配电网 规划工作，进一步加强规划深度并形成滚动调整机制，规划 中应将分布式光伏开发规模和布局作为规划重要边界条件 予以明确，要根据分布式光伏发展现状、资源情况、负荷水 平和电网承载力等，有针对性地做好分布式光伏项目的接网 消纳方案。省电力公司配合电力主管部门，根据配电网规划 深度要求，于今年 8 月 15 日前编制专项配电网规划大纲和 模板供各地参考。

（二）动态评估电网承载力。各设区市发展改革委要按 照能源局《分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估 试点实施方案》（国能综通新能〔2023〕74 号）和《分布式 电源接入电网承载力评估导则》(DL/T 2041-2019)等要求，组织各县（区）电力主管部门和电网企业按季度动态测算电网 承载能力，针对电网受限情况向社会公开，为光伏投资主体 提供便捷的电网承载能力查询服务。各地光伏备案管理部门 要根据配电网规划和电网承载力评估结果，对分布式光伏项 目进行监管，并引导分布式光伏向承载能力充足地区开发建 设。电网企业要根据承载力评估结果及分布式光伏项目具体 需要，及时安排网架增强及台区改造计划，保障分布式光伏 项目有序接网消纳。

（三）推进“一地一策”化管理。各设区市发展改 革委要组织各县（区）电力主管部门会同电网企业，根据配 电网规划和电网承载力，结合本地电网剩余可接入容量，并 校核上级电网设备安全裕度，统筹安排分布式光伏项目接网 的规模和时序。新建项目申请接入容量不超过电网剩余可接 入容量和满足电网安全要求的，可依规启动办理接网流程； 新建项目申请接入容量超过电网剩余可接入容量、不满足电 网安全要求的，要分析研究独立储能、常规电源灵活性改造、 新增调节电源、终端电气化水平等对分布式光伏接网能力的 影响，并提出针对性解决措施后，再有序安排接网；新建项 目如自愿承诺接受较低的利用率，在满足电网安全要求的条 件下，也可经综合评估后有序安排接网，并按照自愿承诺的 利用率严格接受电网调度运行，具体要求由各地自行制定。

（四）开展“一站一策”差异化接网。各设区市发展改 革委要将分布式光伏项目接网模式细分为“全部自发自用”、“自发自用、余电上网”、“全额上网”三类，进行科学分类 管理，提高消纳水平。对“全部自发自用”和装机容量在 8 千瓦及以下的“自发自用、余电上网”分布式光伏项目，可 简化流程，由电网企业提供绿色通道并网服务；对“全额上 网”和装机容量在 8 千瓦以上的“自发自用、余电上网”分 布式光伏项目，要根据配电网规划和电网承载力评估结果进 行综合研判，符合规划和满足承载要求的可由电网企业根据 相应接网管理流程有序安排接入。

（五）优先就近就低接入电网。鼓励分布式光伏投资企 业开展分布式光伏“整村连片”规模化开发，支持分布式光 伏项目靠近电力负荷建设，在用电负荷密集且电网网架较强 的地区，采用低压就地接入方式，实现电力就地消纳。原则 上分布式光伏项目装机容量在 8 千瓦及以下的接入电压等级 为 220 伏；8 至 400 千瓦的接入电压等级为 380 伏；400 至 6000 千瓦的接入电压等级为 10 千伏；6000 千瓦以上、不能 就地平衡的，可接入 10 千伏以上电压等级。不具备低压接 入条件的地区，可通过汇流升压至中、高压配电网或在相应 变电站（台区）配置独立储能等方式改善接入条件，经接入 系统评估满足电网安全要求后安排接入。

（六）支持开展分布式储能建设。各设区市发展改革委 根据分布式光伏发展情况，可适时出台有关配储政策，鼓励 分布式光伏投资企业按照一定比例配建或租赁分布式储能 设施，并以聚合共建、租赁共享等模式集中统筹建设分布式电网侧储能。设区市发展改革委出台配储政策后，可按不高 于 10 万千瓦的规模进行分布式电网侧储能的规划建设，分 布式电网侧储能直接接入 35 千伏及以下电压等级电网。各 设区市发改委牵头负责本地分布式电网侧储能项目规划配 置及投资主体确认工作，鼓励社会资本参与建设和运营管理。 各设区市发展改革委应组织各县（区）电力主管部门和电网 企业根据配电网规划，科学制定分布式电网侧储能的规划布 局方案，并附投资主体方案及时报省发展改革委进行规划评 估。在满足独立接入、独立计量等技术要求的前提下，纳入 省级规划的分布式电网侧储能项目可按照“苏发改能源发 〔2023〕775 号”的充放电调用政策进行结算。

（七） 切实提升涉网运行性能。分布式光伏项目的频率 和电压适应性需满足《光伏发电系统接入配电网技术规定》 （GB/T 29319-2024）等要求，具备相应耐受频率异常能 力和高、低电压穿越能力。为确保电力系统安全稳定运行， 分布式光伏项目原则上应具备“可观、可测、可调、可控” 功能，响应电网指令，在线参与电力系统调节。新建分布式 光伏项目均应在投运前满足上述涉网性能要求，存量和在建 分布式光伏项目应加快技术改造，原则上需于 2025 年 6 月 底前满足相关要求。不具备技术改造条件的分布式光伏项目 需通过配置新型储能等调峰能力的方式，公平承担电网调峰 责任，具体管理细则和调峰能力配置方案由电网企业依规明 确。已具备涉网调节性能或配置调峰能力的分布式光伏项目， 不纳入电网辅助服务分摊范围。

（八）推动分布式光伏参与绿电交易。各设区市发展改 革委应协同江苏电力交易中心在各地设立绿电交易服务站， 提供交易政策咨询和培训指导，协助分布式光伏发电企业办 理建档立卡、绿证申请、市场注册等各项交易业务。在具备 绿证核发条件并申请成功后，及时组织分布式光伏发电企业 常态化参与省内电力市场绿电交易，试点开展分布式光伏聚 合参与省内绿电交易，更好将分布式光伏上网电量的绿色电 力环境价值转换为经济效益，促进分布式光伏通过绿电交易 提高投资收益。

四、大力优化接网服务流程

（一）及时回复接网申请。电网企业要按照《电网公平 开放监管办法》（国能发监管规〔2021〕49 号）要求，公平 无歧视地为合规的分布式光伏项目提供电网接入服务。申请 接入电网的分布式光伏项目业主应向电网企业提交并网意 向书，明确备案类型、装机规模、并网模式等并网相关必要 信息，并对其真实性、合法性、完整性负责。电网企业在收 到分布式光伏项目并网意向书后，应在 2 个工作日内给予受 理意见的正式回复。电网企业应确保申请渠道畅通，采取“线 上受理”、“一次告知”等方式受理接入电网申请，并依规对项 目自然人身份证明、项目所在地址权属和自购设备等支 撑性材料进行评估确认。

（二）加快出具接入意见。对于通过 220 伏或 380 伏接 入的分布式光伏项目，业主不需开展专门的接入系统设计， 可由电网企业对项目进行评估后，提供接入系统典型设计方案等免费服务，并于 7 个工作日内出具书面答复意见；对于 通过 10 千伏及以上电压接入的分布式光伏项目，业主需依 规委托具有相应资质的设计单位开展项目接入系统设计，并 向电网企业提供接入系统设计方案报告，经评估接入系统方 案符合规范、具备条件后，电网企业应于 10 个工作日内出 具书面答复意见。

（三）科学简化接网手续。为简化工作流程，缩短接入 时限，35 千伏及以上电压等级接入的分布式光伏项目和接入 工程项目均核准（备案）后，电网企业应与分布式光伏项目 业主在 10 个工作日内签订接网协议。项目竣工后，电网企 业应在 10 个工作日内组织设备验收及调试，合格后并网运 行。

各设区市发展改革委可根据本文件内容，会同电网企业 和分布式光伏项目企业，结合当地实际制定本地区具体细则。