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发改价格〔2025〕1192号文件核心是通过明确规则和价格机制推动新能源就近消纳,不同主体可按以下方向精准应用,兼顾合规性与收益最大化: 1. 项目业主(企业/园区) - 先满足项目基础准入条件:打造电源、负荷、储能一体化项目并接入用户侧,理清与公共电网的物理和安全责任界面;确保新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%,占自身总用电量比例不低于30%(2030年新增项目不低于35%);配合电网企业装齐各关口计量装置,保障分表计量精准。像源网荷储一体化、园区绿电直连项目都可按此标准规划。 - 优化输配电费缴纳方式:若项目可靠性要求不高,优先选按容(需)量缴输配电费,能免缴下网电量的系统备用费和输配电量电费;若需容量备份,可保留现行两部制输配电价模式。同时可通过压缩接入公共电网容量、提升负荷率优化成本,比如河南某项目将接入容量从10万kVA降至3.5万kVA,年节省电费达2203万元。 - 规范参与电力市场:作为整体平等参与电力交易,现货市场连续运行地区按规则结算上网电量;非连续运行地区尽量避免向公共电网反向送电。且需自主参与市场交易,不能由电网企业代理购电。 2. 电网企业 - 做好服务与计量保障:按就近消纳项目的接网容量提供可靠供电服务,同时在发电、储能等关键关口安装计量装置,精准统计各环节电量数据,为费用核算打基础。 - 合规核算与公示费用:测算所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均负荷率,报省级价格主管部门审核后公布;按文件公式核算项目容(需)量电费和系统运行费,每月将相关费用情况上报省级价格主管部门。此外,对未接入公共电网的项目,不得收取稳定供应保障费用。 3. 省级主管部门 - 细化落地配套规则:审核电网企业测算的平均负荷率等关键指标并监督公布,跟踪政策实施情况,及时解决新老项目衔接等问题。比如针对已接网项目,制定合理的过渡调整方案。 - 强化政策引导与监管:做好政策解读,引导项目业主理解成本分摊逻辑;同时监管项目准入条件落实情况,确保项目符合比例要求和计量标准,保障市场公平竞争。@离网电站(源网荷储) @雷零光储-绿电直连 @新能源工商业储能 @零碳园区服务商 @钢铁行业 @光合微电网晓晓
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2025年9月9日,国家发展改革委、国家能源局发布了《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》 。9月12日,该通知对外发布。其主要内容如下 : - 公共电网提供稳定供应保障服务:对电源、负荷、储能等作为整体与公共电网连接,以新能源发电为主要电源的就近消纳项目,公共电网按接网容量提供可靠供电服务。就近消纳项目电源应接入用户侧,新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%,占总用电量比例不低于30%,2030年起新增项目不低于35%,且项目应具备分表计量条件。 - 就近消纳项目公平承担稳定供应保障费用:按照“谁受益、谁负担”原则,就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用。输配电费方面,项目实行按容(需)量缴纳,下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。系统运行费方面,项目使用公共电网时视同工商业用户,暂按下网电量缴纳,逐步向按占用容量等方式缴费过渡,暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益。 - 就近消纳项目平等参与电力市场:项目与其他发电企业、电力用户等具有平等市场地位,原则上作为统一整体参与电力市场。现货市场连续运行地区,项目上网电量交易和价格结算按市场规则执行;现货市场未连续运行地区,原则上不向公共电网反向送电、不开展送电结算。项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制,用电时应直接参与市场交易,不得由电网企业代理购电,并按下网电量承担上网环节线损费用。 - 做好组织实施:各省级价格主管部门要加强跟踪监测,及时总结实施经验。项目业主单位向地方有关主管部门备案后,向电网企业提出接网申请,自主确定接入电网容量,与电网企业签订相关合同和协议。电网企业应严格审核,并依据备案文件提供结算服务,每月将项目相关费用情况报告省级价格主管部门。@智能电网 @零碳园区服务商 @虚拟电厂 @源网荷储一体化
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《关于推动虚拟电厂试验示范工作高质量发展的通知》中关于储能发电类虚拟电厂的描述为:“发电储能类虚拟电厂,允许通过配建储能方式,在分布式光伏接入受限地区新装、聚合分布式光伏和储能资源” 。 目前山东省关于这种情况在电网办理备案的具体流程和手续尚未有详细的公开信息。但参考其他省份如甘肃省的做法,虚拟电厂在电网办理备案一般需要以下步骤: 1. 方案申报:虚拟电厂运营商向省电力公司报送项目建设方案,内容包括各发、用电户用电量、负荷大小及特性曲线、可调节容量、接入电源装机容量、储能规模及充放电特性、并网地点、运营机制、聚合运营系统建设方案、网络安全防护方案、拟聚合发/用电户代理协议及预期技术经济指标等。 2. 方案评审:省电力公司在省工信厅指导下组织开展方案评审工作,从政策要求、技术规范、电网安全、综合性能等方面进行评审,并出具评审意见。 3. 项目公示:省电力公司通过网上国网APP或电力交易平台向社会公示通过评审的虚拟电厂项目,公示期5个工作日。 4. 项目备案:公示无异议后,纳入虚拟电厂建设目录,并向电力交易机构备案。 山东省可能会根据本省实际情况制定类似但不完全相同的流程,具体可咨询当地电网企业或相关电力主管部门。@源网荷储一体化 @零碳园区服务商 @虚拟电厂
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台区储能接入电网需遵循电力系统规范,确保安全、稳定运行,具体技术环节可分为以下6个核心步骤: 1. 接入点选择与电网评估 - 确定接入位置:通常选择台区变压器低压侧(0.4kV),靠近负荷中心或分布式电源(如光伏),减少线路损耗。 - 电网容量评估:测算台区变压器容量、线路载流量、短路电流等参数,判断储能接入后是否影响电网安全(如电压波动、三相不平衡)。 2. 储能系统自身设计 - 设备选型:包括电池组(如锂电池、铅酸电池)、储能变流器(PCS,负责交直流转换)、电池管理系统(BMS,监控电池状态)、控制系统(协调充放电策略)。 - 容量匹配:根据台区负荷特性(如峰谷差)、需求响应要求,确定储能的功率和容量(如50kW/200kWh)。 3. 电气连接与保护配置 - 电气接线:通过PCS将储能系统接入台区低压母线,需设置断路器、隔离开关等设备,实现与电网的灵活投切。 - 保护装置:配置过流、过压、短路、逆功率等保护,防止储能故障影响台区电网,同时避免电网异常损坏储能设备。 4. 通信与监控系统搭建 - 数据交互:通过通信模块(如4G/5G、以太网)将储能系统状态(SOC、充放电功率)上传至台区监控平台或电网调度系统。 - 远程控制:支持调度中心或用户对储能充放电进行远程指令调节,响应峰谷套利、需求响应等指令。 5. 并网调试与试验 - 功能测试:验证储能充放电切换、保护动作、通信稳定性等是否符合设计要求。 - 性能测试:模拟不同工况(如满负荷充电、突发断电),测试储能对台区电压、频率的影响,确保并网后电网运行指标(如电压偏差≤±7%)达标。 6. 并网审批与合规性确认 - 提交资料:向当地电网公司提交接入方案、设备参数、试验报告等,完成并网申请。 - 验收合格:通过电网公司现场验收,确认符合《分布式电源并网技术要求》等标准后,正式并网运行。 以上环节需结合台区实际电网条件和政策要求调整,核心目标是实现储能与台区电网的协同运行,兼顾经济性与安全性。@源网荷储一体化 @离网电站(源网荷储) @零碳园区服务商 @零碳园区推广大使 @源网荷储一体化平台+二次设备厂家 @售电公司
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