7月16日，江苏省发展和改革委员会发布关于公开征求《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）》意见的通告。

文件明确，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，江苏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。

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。

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。

推进“一地一策”精准化管理。

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。

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。

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。

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。

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。