◆ 可调资源潜力评估
资源清单
可调容量评估
可调容量 = 各资源装机 × 可调比例 × 同时率。储能按功率计，其余按负荷调节能力计。
资源明细
说明：可调资源潜力是虚拟电厂立项的基础。山东 2026 年目标 40 家虚拟电厂常态化入市、调节能力 150 万千瓦。实际可调容量需通过实测或响应测试验证。
◆ 虚拟电厂聚合收益
聚合与市场参数
投资与分成
聚合收益
收益构成与分成
说明：虚拟电厂收入通常来自需求响应补贴、容量补贴与现货套利三部分，聚合商与用户按约定比例分成。履约率直接影响实际收入——未达标部分会被扣罚。
◆ 需求响应收益
响应参数
响应收益
生产影响成本：负荷调节对生产造成的损失，是响应决策的关键约束。若补贴低于生产影响，企业缺乏参与动力。
收益明细
说明：各省需求响应补贴标准差异较大，且随政策年度调整。紧急型响应补贴高但次数少、响应要求严。实际收益需扣除未履约扣罚与生产影响成本。
◆ 承载力等级地图
查询设置
本图为各省能源局/电网公司 2026 年第三/二季度官方公告汇总值，容量不分电压等级。
点击省份卡片查看详情与官方公告链接。数据为各省官方季度公告汇总（采集于 2026-08-31）；22 省暂未检索到省本级汇总，标注「数据收集中」。
等级说明
| 绿色 | 承载力良好，可正常接入分布式电源 |
| 黄色 | 承载力受限，需采取消纳措施后接入 |
| 红色 | 承载力不足，暂停新增分布式电源接入 |
| 收集中 | 暂未检索到省本级官方汇总值，敬请关注 |
依据《分布式电源接入电力系统承载力评估导则》（2026 年 6 月实施），承载力评估通常按「系统级—设备级」两级开展，并按反向负载率、短路电流、电压偏差等指标分级。
31 省承载力分布
数据说明：本图数据来源于各省能源局/电网公司 2026 年第三/二季度《分布式光伏可开放容量 / 承载力评估》官方公告（采集截止 2026-08-31）。其中 9 省已采用省本级官方汇总值；其余 22 省暂未检索到省本级汇总，标注为「数据收集中」，待官方发布后补充。电压等级系数已禁用，容量为公告汇总值，仅供测算参考。
口径提示：承载力等级由各省按区县/变电站/台区分区评定，本图的省级色标是省本级整体形势判定；「可新增容量」是全省各分区可开放容量的汇总值（红色分区本身通常为 0）。因此「红色省份仍有较大汇总容量」属正常现象——例如广东整体形势偏紧，但省内绿/黄分区合计仍有较大可开放容量。项目选址必须落到拟接入台区核实，不能以省级色标直接判定可否接入。
口径提示：承载力等级由各省按区县/变电站/台区分区评定，本图的省级色标是省本级整体形势判定；「可新增容量」是全省各分区可开放容量的汇总值（红色分区本身通常为 0）。因此「红色省份仍有较大汇总容量」属正常现象——例如广东整体形势偏紧，但省内绿/黄分区合计仍有较大可开放容量。项目选址必须落到拟接入台区核实，不能以省级色标直接判定可否接入。
◆ 分布式接入容量
接入点参数
接入容量测算
核心约束：反向负载率（光伏出力反向送入变压器的比例）通常不超过变压器容量的 80%；短路容量比用于校核电压波动与谐波。
校核明细
依据：《分布式电源接入电力系统承载力评估导则》（2026 年 6 月实施）。各省对分布式光伏接入的具体规定（如"80% 红线"）存在差异，请以当地电网公司的接入系统方案为准。
◆ 消纳率与弃电估算
区域与项目
消纳分析
消纳能力取决于：负荷水平（最小负荷时段的消纳空间）、外送通道、以及区域内其他新能源的竞争性出力。储能可将高峰时段的过剩电量转移至低谷。
月度消纳明细
说明：本工具基于负荷与装机比的简化模型估算，实际消纳率受电网运行方式、调峰能力、外送计划等多因素影响，应以电网公司的接入系统评审意见为准。
◆ 绿氢氨醇耦合
新能源侧
制氢与合成
耦合系统经济性
耦合逻辑：新能源发电量先按弃电率扣除无法被制氢系统消纳的部分，再受电解槽功率×利用小时上限约束，两者取小即为实际投入电量；选择绿氨/绿色甲醇路线时，合成能耗从该电量中扣除后再折算产氢。年净收益为 EBITDA 口径（未扣折旧与所得税），单位成本已含全投资摊销，二者不可直接相加。
成本构成
说明：绿氢氨醇是 688 号文优先支持的绿电直连产业。当前经济性高度依赖产品售价与电解槽造价，建议结合具体项目的消纳条件与下游承购协议评估。
◆ 充电桩收益
场站参数
充电站收益
投资与现金流
说明：充电站收益核心在利用率。配储可降低变压器容量需求与需量电费，配光伏可提供部分电量，两者均可改善经济性但会增加投资。
◆ 台区反向重过载校核
台区参数
线路与限值
校核结果
说明：最小负荷时刻的反送功率 = 光伏最大出力 − 最小负荷。反向负载率 = 反送功率 ÷ 配变额定容量；电压升高 ΔU% ≈ (P·R − Q·X)·L ÷ (10·U²)。承载力等级：绿（均满足）/ 黄（接近限值）/ 红（越限需整改）。分布式接入前请以电网企业承载力评估发布结果为准。
◆ 短路电流校核
系统参数
新能源与设备
短路电流校核
说明：系统侧 Is = S÷(√3·U)；主变支路 It = S÷(√3·U·Uk%)；两者按阻抗串联合成 I = 1÷(1/Is+1/It)；逆变器短路贡献 ≈ 系数×额定电流（电力电子设备一般提供 1.1~1.5 倍额定电流，取 GB/T 及厂家参数）。总短路电流与断路器遮断容量比较，保留裕度。正式接入设计须由设计院用标幺法精确计算。
◆ 范围二碳足迹核算
用电与排放因子
绿色电力抵消
范围二排放核算
说明：范围二排放 = (总用电量 − 绿电交易 − 自发自用) × 电网排放因子；单独购买的绿证按 1 个 = 1 MWh 抵扣对应电量排放。绿电交易原则上已包含对应绿证，不得再单独主张，避免重复计算。抵扣方式（位置法/市场法）应与披露口径一致。
排放因子数据来源：生态环境部、国家统计局《2023 年全国电力平均二氧化碳排放因子》（2026 年 1 月发布）：全国电力平均二氧化碳排放因子 0.5306 kgCO₂/kWh（2023年）；区域电网基准线排放因子（用于 CCER 项目核算）：华北 0.6361、东北 0.5122、华东 0.5500、华中 0.5271、西北 0.5543、南方 0.4042、西南 0.2472（生态环境部应对气候变化司 / NCSC 年度发布，以最新为准）。选用规则：纳入全国碳市场的重点排放单位按全国平均值 0.5306核算；其他企业建议优先采用本省最新省级因子；若需区分电力性质（扣除市场化交易的非化石电量），2023 年全国值为 0.6096。CCER 减排量另按《温室气体自愿减排项目方法学·并网可再生能源发电》计算：减排量 = 上网电量 × 电网基准线排放因子(EF_grid) − 项目自身排放；EF_grid 采用区域电网基准线排放因子（生态环境部应对气候变化司发布的年度 OM/BM 组合边际，风电光伏=75%×OM+25%×BM），年度更新，详见国家温室气体排放因子库 data.ncsc.org.cn。因子按年更新，正式披露前请核对当年最新公告。
排放因子数据来源：生态环境部、国家统计局《2023 年全国电力平均二氧化碳排放因子》（2026 年 1 月发布）：全国电力平均二氧化碳排放因子 0.5306 kgCO₂/kWh（2023年）；区域电网基准线排放因子（用于 CCER 项目核算）：华北 0.6361、东北 0.5122、华东 0.5500、华中 0.5271、西北 0.5543、南方 0.4042、西南 0.2472（生态环境部应对气候变化司 / NCSC 年度发布，以最新为准）。选用规则：纳入全国碳市场的重点排放单位按全国平均值 0.5306核算；其他企业建议优先采用本省最新省级因子；若需区分电力性质（扣除市场化交易的非化石电量），2023 年全国值为 0.6096。CCER 减排量另按《温室气体自愿减排项目方法学·并网可再生能源发电》计算：减排量 = 上网电量 × 电网基准线排放因子(EF_grid) − 项目自身排放；EF_grid 采用区域电网基准线排放因子（生态环境部应对气候变化司发布的年度 OM/BM 组合边际，风电光伏=75%×OM+25%×BM），年度更新，详见国家温室气体排放因子库 data.ncsc.org.cn。因子按年更新，正式披露前请核对当年最新公告。
◆ 环境权益防重复主张
电量与环境权益
买方声明
环境权益校核
说明：同一电量的环境属性只能主张一次：绿电交易自带绿证不可再单独出售；已出售绿证的电量不能再供 CCER 申报或供买方声明绿电；绿证与 CCER 目前互斥。本工具校核重复主张风险并给出单位电量环境收益最优组合（绿电溢价 / 绿证 / CCER 择优）。CCER 减排量 = 申报电量 × EF_grid（电网基准线排放因子，默认全国平均 0.5306 tCO₂/MWh；精确值取项目所在区域电网基准线排放因子，生态环境部应对气候变化司 / NCSC data.ncsc.org.cn 年度发布）。