一、并网流程及关键节点
1. 前期准备阶段
项目核准/备案：需向省级能源局提交申请报告，同步取得用地预审、规划选址、环评批复（分散式项目仅需备案）。
关键节点：核准文件有效期为2年，需在有效期内完成后续手续。
电网接入预审：
委托设计院编制接入系统报告，明确并网点位置、电压等级（110kV由地市审批，220kV需省级批复）。
核心要求：提供风机LVRT能力证明及无功补偿装置技术协议，提前沟通电网接入容量。
2. 工程建设阶段
同步质监备案
安全备案：开工前2个月提交施工许可证、设计/施工/监理单位资质等材料。
电力质监注册：开工前1.5个月完成，需通过地基处理、设备安装等阶段性质监检查。
关键检查项：升压站消防设计合规性（推荐高压细水雾灭火系统）、接地电阻（≤0.5Ω）。
3. 并网手续密集办理期
调度关系建立
调度命名与启动方案：基于设备铭牌参数申请厂站编号，编制倒送电操作流程。
保护定值备案：提交电科院认证的风机EMTP模型，耗时最长（需提前3个月启动）。
协议签订顺序：《并网调度协议》→《高压供用电合同》→《购售电合同》。
倒送电前准备
时间节点：T-30天提交停电计划，T-7天完成CT/PT极性校验，T-1天测试通信通道误码率（需<10⁻⁶）。
风险防控：外送线路需通过质监验收，对侧变电站改造须竣工。
4. 并网后转商运
240小时试运行：风机可用率≥95%，功率预测准确率≥85%，每日提交试运行日志。
电力业务许可证：需提交环评验收批复、质监投运证明等，20个工作日内取证。
二次启委会：需提供涉网试验报告（LVRT、一次调频等）及储能验收文件（如当地要求）。
二、最新政策适配要点
电价市场化改革（2025年5月31日分界）
存量项目（2025年6月1日前并网）：电费=市场价×交易量 +（政府定价-市场均价）×机制电量。
新增项目：全面市场化定价，需通过绿电交易或竞价获取收益，建议配套储能提升调节能力。
消纳与安全监管强化
配电网改造：电网企业需回购新能源企业自建送出工程，优化调节资源调用。
涉网安全：需通过电力监控系统安全防护评估，整改高中风险漏洞。
分布式光伏新规影响
分类管理：一般工商业取消全额上网，大型项目仅允许余电上网（现货市场地区除外）。
备案规范：禁止非自然人以农户名义备案，需“谁投资、谁备案”。
三、风险控制与优化建议
技术合规性
风机需通过GB/T 19963-2021认证，重点保障低电压穿越能力；电能质量谐波畸变率≤3%。
时间管理
建立动态甘特图跟踪30个关键节点（如保护定值备案、启委会召开），建议50MW以上项目设专职并网经理。
政策适配
分散式项目需关注备案类型调整，及时完成绿证核发与碳市场衔接。
提前与电网签订《购售电合同》，明确电价浮动条款，规避市场化波动风险。
四、政策依据与参考文件
《2025年能源工作指导意见》：明确非化石能源装机占比60%目标，强化新能源消纳。
《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）：细化分类管理与消纳要求。
《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2025〕136号）：电价市场化过渡期规则。
总结：2025年风电并网需重点关注5月31日电价政策分界点，强化涉网安全与消纳能力，通过精细化流程管理和技术合规性把控，确保项目高效并网及收益稳定。
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