用户侧并网
爬坡能力。(二)机组因自身原因，出力必须维持在某一固定水平。(三)机组因自身原因或因水电厂水位控制或下游综合利用需要，出力不得低于某一水平，低于该水平的部分不能参与定价。(四)机组正处于从并网到最小技术
)价格机制：以省(区)为单位建立区域现货市场模型。省内报量报价参与现货市场优化的机组，日16前现货价格为其上网节点对应的日前分时价格，实时现货价格为其上网节点对应的实时分时价格。用户侧的日前/实时现货价格
公共电网连接点电压等级不超过10千伏(20千伏)、总装机容量原则上不超过6兆瓦的分布式光伏;大型工商业分布式光伏是指利用建筑物及其附属场所建设，接入用户侧电网或者与用户开展专线供电(不直接接入公共电网
、储能建设情况、屋顶/土地权属信息(需明确使用权年限)、屋顶荷载信息(要明确屋顶主体结构计算承载力是否满足安全要求)等。(六)项目总投资额应明确总投资额(并列明设备、施工、并网等分项费用)(七)上网
交易机制，持续增强灵活调节能力。四是聚力实施电网支撑强化行动。夯实省域主网架，加快弥河新建、海口扩建工程建设;加强市域主网架，尽早投产东营富国至裕民线路等工程;持续完善智慧化调度系统，超前组织并网验收等
工作，保障煤电、储能等调节资源建成即并网。五是聚力实施绿电消费促进行动。支持电力用户在新能源大发时段加大购电力度，提升绿电消费水平;印发实施绿电产业园建设方案，打造一批高比例消费绿色电力的园区;推动算力
：虚拟电厂具有资源分散性、源荷双重性、灵活调节性、技术先进性等突出特性。资源分散性方面，虚拟电厂聚合资源包括各类分布式电源、可调负荷、用户侧储能等，且资源分布广泛，可以位于不同的地理位置，其物理边界可以
场景下组织多元用户资源主动参与需求响应，最大程度支撑电网安全稳定运行和电力可靠供应。二是促进新能源并网消纳利用。为促进大规模新能源消纳，需要源网荷储高度协同。虚拟电厂可以挖掘负荷侧的调节能力，助力大
并网验收等工作，保障煤电、储能等调节资源建成即并网。五是聚力实施绿电消费促进行动。支持电力用户在新能源大发时段加大购电力度，提升绿电消费水平;印发实施绿电产业园建设方案，打造一批高比例消费绿色电力的
进入电力市场、上网电价通过市场交易形成。八是聚力实施用户侧响应能力提升行动。动态优化分时电价峰谷系数和执行时段，引导用电企业主动参与调峰;充分发挥电动汽车储能资源对电网调峰作用，组织开展车网互动充换电
实施分布式发电市场化交易试点，促进就近大规模高比例消纳可再生能源，实施园区“绿电倍增”行动。构建零碳化能源供应体系，发展“绿电直供模式”，建立“电、热、冷、气、氢”多能互补的能源供应系统，鼓励在用户侧
配置新型储能，提升新能源就近就地并网消纳能力，推进能源梯级利用、余热余压回收、绿色供冷供热。引导和支持本地高校、科研院所及高新技术企业等创新主体加强低碳零碳负碳关键技术研发，在大容量风电、高效光伏
为电网提供了一座中型燃气电站的灵活调节能力，有力保障了节日期间电网的稳定运行。值得一提的是，公司投建的江苏苏讯15兆瓦/35.105兆瓦时用户侧储能项目于4月30日正式并网，随即投入五一削峰填谷战役
5月1日至3日，公司积极参与江苏电力交易中心发布的“五一”期间为期三天的削峰填谷响应任务，申报总填谷负荷达35万千瓦，占全省填谷负荷总量的40%。其中，公司聚合了超40万千瓦时用户侧储能电站，相当于
了新能源并网运行的系统成本。从结果看，政策设计的初衷在我国新能源产业发展中得到了充分验证。如风电、光伏度电成本分别从2006年的0.6元/千瓦时、4元/千瓦时降至2024年的0.23元/千瓦时、0.19元
持续下降，但考虑系统成本后的实际用能成本仍然偏高。2024年，西北地区新能源发电成本约0.15元/千瓦时，但考虑调峰、备用、网架加固等系统成本后，用户侧综合成本达0.42元/千瓦时，较煤电基准价高12
”改造!2025年1月23日前已备案且于2025年5月1日前并网投产的分布式光伏发电项目(包括发布之日后进行备案变更的项目)，按原政策执行，已在2025年5月1
日前提出变更申请的，电网企业应做好
规模化开发。鼓励整村连片户用分布式光伏项目集中汇流接入、满足条件合并备案，原则上以计量表计用户侧隔离开关下桩头为产权分界点。
。截至2024年12月31日，并网运营总装机容量为5,871.01MW。其中，可再生能源装机占发电总装机的比例为57.38%。而在2022年末、2023年末，协鑫能科可再生能源装机占比分别为24.94
收益“压舱石”，持续夯实收益基本盘。2024年1月，重庆石柱七曜山玉龙73.95MW风电项目全容量并网，该项目为公司在西南地区布局的首个风力发电项目;9月，广东肇庆燃机热电联产项目240MW全面投产运营
