《8.47GW!重庆2025年第3季度分布式光伏可开放容量公布》

  • 来源专题:可再生能源
  • 编译者: 武春亮
  • 发布时间:2025-07-15
  • 重庆高新区改革发展局于7月11日发布了国网重庆市电力公司2025年第三季度分布式光伏可开放容量的公示。根据公告,重庆市2025年第三季度的分布式光伏可开放容量为8474.192MW。此次评估覆盖了重庆市内的222个变电站,所有评估等级均为绿色。 依据国家能源局《分布式电源接入电网承载力评估导则》(DL/T2041-2019),电网承载力评估等级从低到高分为绿色、黄色和红色。当评估区域因分布式电源导致向220kV及以上电网反送电时,该区域的评估等级应为红色,且在电网承载力未改善前,暂停新增分布式电源项目的接入。 公告还提醒,在查询可开放容量时,除了要关注分布式电源项目所接入电压等级的电网设备可开放容量外,还需关注所属上一级线路或变电站的可开放容量,防止因上级电网可开放容量不足导致接入受限。此外,供电公司新受理并网申请的分布式电源项目将影响剩余可开放容量。因此,建议在分布式电源项目开工建设前,通过网上国网APP或到属地供电公司营业厅办理并网申请业务,以避免接入受限的风险。 按照相关要求,配变可开放容量信息每季度更新一次。附件中提供了2025年第三季度配变可开放容量的具体数据表,包括主变、10千伏配变及10千伏配线的可开放容量信息。
  • 原文来源:https://guangfu.bjx.com.cn/news/20250714/1450951.shtml
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  • 《江苏2023全年分布式光伏新增12.17GW》

    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2024-02-05
    • 近日,记者从国网江苏省电力有限公司获悉,2023年江苏分布式光伏装机容量月增百万千瓦,全年共新增1217.1万千瓦,推动该省绿色转型步伐进一步加快。 分布式光伏是在用户附近建设运行,就近接入配电网,以自发自用为主、多余电量上网的光伏发电设施。与集中式光伏相比,分布式光伏接入电压等级较低,装机容量较小,一般不超过0.6万千瓦,布局以分散布置在建筑物屋顶为主。 “十四五”以来,江苏风光等新能源飞速发展,以年均新增装机994万千瓦的增速迅速突破6000万千瓦大关。其中,分布式光伏增长尤为突出。2022年,江苏分布式光伏装机月均新增容量48.4万千瓦,2023年月均新增容量达101.4万千瓦,是2022年月均新增容量的2.1倍,增速位居全国第二位。 截至2023年底,江苏分布式光伏装机已达2772.2万千瓦,占光伏装机容量的70.6%、新能源装机容量的42.0%、电源总装机容量的15.4%,相比2022年末分别提高8.6、11.4和5.8个百分点。全年新增分布式光伏并网户数超25.0万户,同比增长208%,并网数量和增速均创历史新高。 “双碳目标大背景下,江苏近年来绿色转型步伐不断加快,光伏产业蓬勃发展,成本持续降低,盈利能力有效增长。”国网江苏经研院规划发展研究中心能源研究室主任李琥介绍。光伏产业作为江苏重点培育的优势产业之一,近年来发展势头强劲,产业规模不断扩大,已形成功能齐全、配套完整的产业体系。据江苏省光伏产业协会统计,2022年江苏光伏制造企业约450家,覆盖了硅料、硅片、电池、组件、辅材辅料、装备制造和光伏应用系统等,全年共完成营收6159.24亿元,同比增长86%。 在龙头企业引领下,江苏光伏产业集聚效应明显,技术加速突破。位于盐城的江苏润阳光伏科技有限公司在2020-2022三年间光伏电池片销量均位居全球第三,该公司设施部经理陈刚表示,为了跟上行业技术更新换代的速度,工厂每18个月就要进行全套车间设备置换。 同时,全产业链规模化量产,带来成本快速下降。目前,分布式光伏发电项目度电成本已由2010年的1.7元/千瓦时下降至2023年的0.22-0.32元/千瓦时,已明显低于火电成本,全面进入了平价上网时代。 2023年8月,国家发改委、财政部、能源局联合发布了《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》,明确分布式光伏上网电量可核发可交易绿证,相当于分布式光伏项目在获得电价收益的基础上,还可以通过参与绿证交易获得额外收益。 以江苏为例,截至2023年底,江苏绿证交易规模达101万张,折合电量10.1亿千瓦时。“按目前绿证成交的平均价格估算,可为分布式光伏用户新增0.03元/千瓦时的额外收益,这有效调动了分布式光伏产业投资的积极性。”李琥说。 此外,江苏省内用能的庞大需求和技术的更新迭代也为分布式光伏提供了进一步的发展空间。自2005年起,江苏全社会用电量平均每3-4年增长1000亿千瓦时,预计到2025年,江苏全社会用电量将达8250亿千瓦时,用能需求十分旺盛。同时,近年来我国光伏发电技术快速发展,TOPCon(隧穿氧化层钝化接触)、 HJT(异质结)等新型晶体硅高效电池与组件技术产业化水平不断提高,已具备规模化生产能力和较强国际市场竞争力,大幅提升了光伏企业生产效率和产品自身性能。 “在支持政策、用能需求、技术优势的三重影响下,江苏分布式光伏仍将保持高速增长态势,预计2024年底装机达3300-3500万千瓦,2025年底达4000-4500万千瓦。”李琥表示,在光伏产业的带动下,江苏新型能源体系和新型电力系统建设将进一步加速,有力支撑江苏能源电力领域绿色低碳转型。
  • 《分布式光伏掀“巨变”》

    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2022-06-25
    • 在整县分布式试点、乡村振兴两大政策的催化下,分布式光伏再次进入高景气发展阶段。根据国家能源局数据,2019年至2021年我国分布式光伏新增装机占比分别为40.5%、32.2%和53.3%。2022年一季度分布式光伏新增装机8.87GW,同比增长192%,占全国新增装机总量的67%,累计装机规模已超115GW,盛宴正酣! 狂欢之余,分布式光伏的跨越式发展让电网消纳越发吃力,个别地区出现了输变电容量不足、节假日调峰消纳困难等问题。不久前,某地发布通知,称分布式光伏开发规模不应超过该区域全年最大用电负荷的60%,为避免向220KV及以上电网反送电,暂停光伏新装申请和并网申请。 文件一出,引发业内热烈讨论,而这只是当下分布式光伏快速发展与电网安全矛盾的一个缩影。面对绕不开的电网消纳,山东、河南等地率先亮新招。 开端:分布式、户用光伏参与调峰 山东是我国分布式光伏大省,截至2021年底其分布式光伏累计装机超23GW,户用光伏总装机达15.9GW,居全国第一。2022年第一季度山东分布式光伏新增了1.35GW。在分布式光伏的大规模并网,让山东积极探索促进分布式光伏就近消纳和全网电力平衡的新措施。 早在2021年12月底,国家能源局山东监管办公室、山东省能源局发布了《关于切实做好分布式光伏并网运行工作的通知》,要求在保证电网安全约束或民生供热条件下,常规调整手段无法满足新能源消纳或电网调节需求时,电力调度机构要优化分布式光伏消纳调峰措施(扶贫光伏除外)。在安排不具备调度端远程功率控制功能部署的场站整站(户)停运的基础上,安排具备调度端功率控制功能的分布式光伏场站,自动接收并执行电力调度机构指令曲线。 在2022年春节期间,山东首次安排户用光伏电站参与调峰,这在全国范围内也属先例。尽管这只是春节期间的特殊情况,但种种迹象表明,分布式光伏、户用光伏参与调峰已成大趋势。 随后,山东电网《关于进一步加强全电压等级分布式光伏可调可控工作的通知》要求,加快推进220V/380V分布式接入改造,抓实抓好10kV并网分布式接入改造,并要求4月1日以后新并网项目投运即具备可调可控功能。据了解,这一由山东牵头的分布式光伏可观、可测、可调、可控改造工作正在多个省份进行,当前山东部分地区已完成了相应改造工作。 同为分布式光伏大省的河南也在探索分布式参与调峰,国家能源局河南监管办在《关于进一步完善河南电力调峰辅助服务市场交易规则的通知(征求意见稿)》中提出,将省内10(6)千伏及以上电压等级并网的分散式风电、分布式光伏(不含扶贫项目)纳入市场主体范围,参与河南电力调峰辅助服务市场管理,按现行交易规则中新能源电厂调峰费用分摊办法进行辅助服务费用分摊。 据北极星太阳能光伏网统计,截至2022年一季度已有山东、浙江、河北、江苏、河南五地分布式光伏累计装机超过10GW,随着分布式以及户用光伏装机量的持续上升,可以预见,在全国范围内开展相应工作只是时间问题。 进阶:分摊市场偏差费用 今年6月初,山东再祭重磅文件,山东能源监管办、省发展改革委、省能源局组织起草的《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》(征求意见稿)要求,推动分布式新能源参与电力市场,按照“谁受益、谁承担”的公平原则,逐步将分布式新能源纳入市场主体范围,与集中式新能源场站同等参与市场偏差费用分摊。 征求意见稿要求,自今年7月份起,将省内10千伏及以上电压等级并网的非户用分散式风电、分布式光伏(不含扶贫)纳入市场偏差费用分摊范围,明年1月起,省内全部非户用分散式风电、分布式光伏(不含扶贫)及新建户用光伏及也将参与市场偏差费用分摊范围。这意味着,今年7月起,10KV及以上新增工商业分布式项目将率先分摊市场偏差费用,明年起全部存量工商业及新建户用光伏都需要分摊市场偏差费用。 山东省太阳能行业协会常务副会长张晓斌表示,上述文件出台的初衷是光伏等新能源发展太快而电网改造跟不上,无论是变压器容量还是电网消纳压力都很大,按照“谁受益,谁承担”原则,新能源企业需要对电网的安全做出贡献。 一位熟悉电力交易业务的业内人士介绍,当前山东新能源电站的市场偏差分摊费用约0.02-0.03元/度,且呈上升趋势。根据《补充通知》来看,分布式光伏同等参与市场偏差费用分摊,不参与市场注册,市场偏差分摊费用通常从用户每个月的电费中直接扣除。 据张晓斌介绍,由于每个月电网调峰情况不太一样,平均下来市场偏差费用在0.02元/度上下,当前山东燃煤发电标杆上网电价基准价为0.3949元/度,若减去这部分费用,项目的投资收益将会受到部分影响。在新的政策下,投资企业在做收益测算时,可在0.01-0.03元/度这个范围内以保守的收益去做投资模型。 当前,该文件处于征求意见阶段,市场偏差费用是按发电量还是上网电量收取尚不明确。张晓斌表示,从分布式光伏发展及电网消纳等因素综合考虑,建议按上网电量收取市场偏差费用,这样可以鼓励分布式光伏项目自发自用,通过调整自用比例做到就近消纳,减轻电网负担。 当前,分布式光伏发展已经进入新节点,不论愿或不愿,分布式光伏、户用光伏项目承担相应调峰、市场偏差费用已是大势所趋,未来每一个电站的用户都要为电网安全承担相应义务,无法“独善其身”。而如何协调电网安全与分布式光伏发展,仍需电网、相关机构及企业等多方共同努力。