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。

文件明確，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，江蘇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。

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。

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。

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。

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。

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?；_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。

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。

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。