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、电化学储能等多类型储能协同布局;以“数”为重要手段，深化人工智能、电力北斗等数字化新技术融合应用，推进电网数字化转型。夯实“六大支撑体系”。加强电能供应支撑体系建设，一方面坚持自建与外引相结合，大力推动省内
虚拟电厂试点，“三区三厅”示范效应逐步形成。成立全国首个省级新型电力系统发展联合研究中心，形成“政企产学研”五方联动大平台湖南省新型电力系统发展联合研究中心于2023年9月由湖南省发改委授牌成立，是

时限的规定。二、违规扩大分布式光伏接入红区，限制分布式光伏项目接入电网。黑龙江省哈尔滨市某供电企业因生物质等集中式新能源电厂向220千伏及以上电网反送电，将对应区域分布式光伏承载能力均判定为零。例如
，2024年4月23日，哈尔滨市某220千伏变电站因生物质电厂出力增大以及线路计划检修引起的负荷降低导致主变倒送，该变电站所在县2024年二季度被认定为红区，不再允许分布式光伏接入。上述行为违反

以上，全省统调电厂存煤可用天数约28天，推动负荷高峰期火电机组顶峰发电率达到98%，在最高用电负荷再创历史新高的情况下未发生拉闸限电。实施“百链韧性提升”专项行动，加快构建自主可控、安全高效的产业链
供应链体系。扎实推进平安广东建设。深入推进自建房安全专项整治、成品油市场专项整治、城镇燃气安全管理，稳步推进广东省“平急两用”公共基础设施建设。完成849座病险水库除险加固，潖江蓄滞洪区、西江干流治理

10%配置储能设施。积极探索电化学储能、电动汽车参与储能、压缩空气储能、电热冷综合储能等各类新型储能设施发展，探索开展储能电站示范，鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能。原文如下：关于印发
%配置储能设施。积极探索电化学储能、电动汽车参与储能、压缩空气储能、电热冷综合储能等各类新型储能设施发展，探索开展储能电站示范，鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能。3.提升电力系统调节

、虚拟电厂等关键技术协同创新和联合攻关，提升光伏发电、储能系统及可控负荷的协调控制、智能计量、安全防护等技术实现能力。支持建筑光伏设施运营企业与能源服务商加强合作，打造一批超低能耗(零碳)建筑、低碳(零碳
有关规定执行。鼓励地方政府制定促进绿色电力消纳支持政策，积极扩大绿色电力消纳规模。探索绿电应用场景，开展微电网、虚拟电厂等关键技术协同创新和联合攻关，提升光伏发电、储能系统及可控负荷的协调控制、智能

产权土地(含坑塘水面)，通过自建或合同能源管理方式，以“自发自用、余电上网”模式建设地面分布式光伏电站，接入电压等级不得超过35千伏，企业年用电量不低于光伏电站发电量的50%。原文如下：宜章县2024年分
“自发自用、余电上网”模式统筹建设分布式光伏电站，此类电站自用电量比例不作要求。园区要加大统筹力度，鼓励企业利用具备条件的建筑屋顶或建筑表面，通过自建或合同能源管理方式，以“自发自用、余电上网”模式建设

能源供给等问题进行了回应。湖州市发改委表示，将加快推动电网侧储能项目建设，持续优化并落实储能调度方案;鼓励新能源场站内自建储能开展技术改造或具备技术条件的转为电网侧储能。出台支持用户侧储能建设相关
，长兴综合智慧零碳电厂项目被国家能源局列为新型储能试点示范;建成全省首个电网侧示范储能项目——长兴110千伏金陵变10千伏储能电站;菱湖50MW/100MWh电网侧储能示范项目等5个项目列入省“十四五

合理选用液冷、分布式供电等技术，并通过自建可再生能源设施、绿色电力交易等方式不断提高可再生能源利用率。推进公共算力服务绿色发展，推广绿色能源租赁模式，增强公共算力服务的绿色节能性。(市工信局、发改委牵头
构建新型电力系统。推动“源网荷储”一体化发展，以智能电网为中枢，建设面向可再生能源的新型电力系统，狠抓新能源消纳能力建设。加快电力系统构建和安全稳定运行控制等技术研发，推进虚拟电厂、新能源主动支撑等

电力合作协议等方式做好资源与通道对接。市内绿电交易引入风电、光伏、生物质等多品种绿电参与交易，2024年9月起新并网发电绿电交易企业需自建或购买储能调峰能力;存量新能源原则上给予3年豁免期，后续适时
“技术成熟一个，主体入市一个”的原则，明确资源聚合商、虚拟电厂、新型储能等新型经营主体市场准入规范，充分发挥调节能力满足省间或市内绿电交易的曲线约束要求，引导各类灵活资源主动参与调节，持续增强绿电消纳

联动”和大型清洁高效煤电项目建设，原则上不新增企业燃煤自备电厂，支持自备燃煤机组实施清洁能源替代;我区推动关停落后燃煤小热电机组(含自备电厂)，县级及以上城市建成区原则上不再新建35蒸吨/小时及以下燃煤
消费比重。在保障能源安全供应的前提下,实施煤炭消费比重控制。持续推进煤电机组“三改联动”和大型清洁高效煤电项目建设, 原则上不新增企业燃煤自备电厂, 支持自备燃煤机组实施清洁能源替代。到2025年

“光伏+工商业屋顶”“光伏+家庭自建”“光伏+储能”等应用试点，前瞻布局储能及氢能产业。(二)开展应用研究。开展《眉山建设分布式光伏电站研究》，对眉山日照情况、现有装机、装机潜力进行摸底，论证光伏产品技术
制造”模式，逐步向“眉山造、全国用”升级。引导大型企业建设用户侧储能电站，鼓励开展户用光伏示范应用，引进聚合服务商在工业园区、大数据中心、通讯基站、充电站等建设虚拟电厂，在公共建筑集聚区、商业中心等

，确保城燃企业自建储气设施应储尽储，完善天然气“压非保民”应急预案。确保统调电厂电煤库存充足，可用天数持续不低于20天。加快推进“陇东—山东”±800千伏特高压直流工程和重点输变电项目、2×66万千

新建、改建项目，平衡项目收益;鼓励房地产开发企业等采用自建自营、合同能源管理、委托专业电站运营商管理、建筑领域企业联合持有EPC等模式，加快形成一批在全省可复制、可推广的典型应用场景与商业投资及运营
光储办、各市人民政府、国网安徽省电力有限公司)5.探索绿电应用场景。开展微电网、虚拟电厂等关键技术协同创新和联合攻关，提升分布式能源、储能系统及可控负荷的协调控制、智能计量、双向通信、安全防护等技术

高比例送出和消纳能力。(四)挖掘需求侧资源调峰潜力。全面推进需求侧资源常态化参与电力系统调峰。深入挖掘可调节负荷、分布式电源等资源潜力，支持通过负荷聚合商、虚拟电厂等主体聚合形成规模化调节能力，推动
通过自建、共建和租赁等方式灵活配置新型储能，结合系统需求合理确定储能配置规模，提升新能源消纳利用水平、容量支撑能力和涉网安全性能。对以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型新能源基地，合理规划建设配套储能并

水电蓄能值73.56亿千瓦时、增长120.7%，实现电厂存煤和水电蓄能“双提升”。完善峰谷分时电价政策，电化学储能电站削峰填谷成效显著，工业企业分时段用电负荷更加均衡。全年发电量2403.7亿千瓦时、增长
。深入开展安全生产治本攻坚三年行动。严防严控重点领域安全风险，强化煤矿、非煤矿山、道路交通、消防、旅游景区、城镇燃气、危化品、建筑施工、自建房、食品药品等重点领域隐患排查整治，开展农村道路交通

屋顶资源建设光伏发电项目。加强配电网升级改造，进一步提高光伏发电项目的并网消纳能力，重点保障具备条件、符合要求的已建成分布式光伏发电项目优先接入电网。支持企业自建变电站。积极争取有利于电力资源合理利用
、可靠供电的企业自建变电站外部供电线路工程纳入省级电网规划，并加快实施。开展电压暂降综合治理。供电企业定期组织开展电压暂降综合治理专项行动，针对发生电压暂降而导致设备停运的企业，开展电网侧、用户侧、政企

纳入城镇供热规划。县级及以上城市建成区原则上不再新建35蒸吨/小时及以下燃煤锅炉，重点区域原则上不再新建除集中供暖外的燃煤锅炉。加快热力管网建设，依托电厂、大型工业企业开展远距离供热示范，淘汰管网覆盖
，充分发挥30万千瓦及以上热电联产电厂的供热能力，对其供热半径30公里范围内的燃煤锅炉和落后燃煤小热电机组(含自备电厂)进行关停或整合。(十二)实施工业炉窑清洁能源替代。有序推进以电代煤，积极稳妥推进以气代