可接入容量
倍额定电流过载能力，构网容配比低至2.0，可有效降低新能源场站构网系统成本。高压方案中，35kW高压直管CHB拓储能PCS方案具备更高设备在线率和更快的速响应能力。单节容量可灵活配置，50MW到百兆
、辅助交易、产品五侧节能，打造能源管理、检测评估、智能装备、技改自维的多样绿色低碳场景。其中，中节能推出的供能侧解决方案可实现BIPV等6大应用场景能耗降低30%;辅助侧解决方案提升运维效率50%，发电量
代理购电。年用电量在1000万千瓦时及以上的电力用户，可直接参与电力批发交易或者参与电力零售市场交易购电;年用电量在1000万千瓦时以下的电力用户通过参与零售市场交易购电。(二)发电企业
单机容量30
兆瓦及以上且单体50兆瓦以上水电站(龙羊峡电站除外)，单机容量135兆瓦及以上火电机组(含气电)，集中并网光伏、风电企业(扶贫、特许经营权项目，光伏应用领跑者基地项目保障利用小时以内发电量除外)，新投产
分工负责)(二十二)优化项目接网服务。鼓励电网企业优化内部流程，建立新能源项目接网一站式服务平台，提供新能源项目可用接入点、可接入容量、技术规范等信息，采取“线上受理”“一次告知”等方式受理接入电网申请
内部电网的投资建设与改造升级，实现新建分布式光伏项目接入电网企业调度控制系统、负荷管理系统，接受统一调度、监测，实现“可观、可测、可调、可控”，提升分布式光伏发电接入电网承载力和调控能力。鼓励存量具备改造
负荷管理系统、电力调度自动化系统等多种方式，参与电力市场的类型、品种也不尽相同。《意见》基于新型主体发展的客观实际，支持因地制宜实施技术标准、接入方式、并网容量等，避免出现“一刀切”，加快推动新型主体可观、可测
的集中式风电企业、集中式光伏发电企业及统调水电企业上网电量，除保障居民、农业用电及线损电量等对应的优先发电合同电量外，全部参与市场交易。光伏扶贫项目、光伏领跑者项目等按有关政策可暂不入市。鼓励分布式
市场交易，具体方案另行制定。鼓励售电公司加强负荷侧资源聚合调节或控制能力建设，接入电网企业调度或负荷管理系统，增项注册为虚拟电厂运营商，聚合可调节负荷、分布式电源、新型储能等资源参与市场交易。同时具备
能力，提升新能源的就地消纳水平。新型经营主体投资主体多元化，建设投产具有“短、平、快”的特点。在实践中，往往面临前期手续办理周期长、并网手续繁琐等情况。为鼓励业态发展，《意见》明确新型经营主体可豁免申领
电力业务许可证，要求电网企业做好新型经营主体并网或平台接入等服务。三、提出服从统一调度、满足安全运行等要求电力安全保供是当前和未来较长一段时间的重要政治任务，新型经营主体投资主体多元化，运行维护水平
%/2小时增配新型储能;在基础配储比例之上，再自愿增配一定规模的储能容量，作为竞争因素。自愿增配容量超出所有项目平均竞配比例的部分不计分，但仍需按申报容量建设。新型储能可自愿选择与新能源项目升压站同址
消纳水平。探索建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制。新型经营主体原则上可豁免申领电力业务许可证，另有规定除外。电网企业要做好新型经营主体并(联)网或平台接入等服务，明确服务流程、可接入容量等信息
部分产业破解能耗问题的重要手段。新能源大基地与产业协同发展，可切实提升相关行业绿色低碳水平，解决产业发展难题。创新新能源利用模式，积极应对国际碳关税挑战。当前，以欧盟为代表的西方国家正在研究出台碳关税
未来用能趋势。二是新能源大基地要与产业要素匹配、扬长避短。新能源大基地大多地处沙漠戈壁荒漠地区，在产业基础、生态环境容量、区位条件、劳动力条件等要素方面存在一定的短板制约。因此，应充分考虑大基地和
