绿电直连试点政策核心观点 - 绿电直连作为破解能源转型与碳关税壁垒的制度创新，通过物理直连实现电量清晰溯源，提升清洁能源利用效率 [2] - 中国方案构建与国际规则兼容的本土化框架，首创"物理隔离+市场联通"双轨机制，将电力从"通用商品"升级为"低碳通行证" [3] - 政策突破传统绿电交易模式，首创"物理直连+市场结算"双轮驱动，为源网荷储参与市场化交易开辟新路径 [4] - 通过配置储能、挖掘负荷调节潜力等方式解决间歇性能源挑战，明确负荷主体投资责任以平衡经济性与可靠性 [5] 制度创新与国际实践 - 欧盟《新电池法案》要求绿电直连需保持与大电网备用连接，拉脱维亚和波兰实践显示直连线路不限于孤岛系统 [2] - 中国首次明确定义绿电直连为新能源通过专线向单一用户供电的模式，按并网/离网分类并建立安全责任界面 [3] - 产权分界点物理切割实现"物理隔离+市场联通"，既保障公共电网安全又赋予市场主体自主权 [3] 市场化交易机制突破 - 并网型项目按"以荷定源"原则运行，现货市场地区采用自发自用为主+余电上网模式，非连续运行地区禁止反送电 [4] - 直连项目享平等市场地位，须整体参与电力交易并按交换功率结算，禁止电网企业代理购电 [4] - 政策实现新能源上网电量全市场化目标，与分布式光伏改革及电价市场化改革形成协同 [4] 项目运营与投资模式 - 要求配置储能和挖掘负荷调节潜力以应对风光间歇性，负荷单位承担主责，电源和专线由负荷/电源主体投资 [5] - 投资者需承担专线建设成本，通过收益成本市场化平衡激发活力，同时避免公共电网负担转嫁 [5] - 规范上网电量比例和退出机制，防止实际运行与设计偏差及新能源消纳不及预期 [5] 行业发展挑战与前景 - 用户需承担建设成本与市场交易不确定性，小系统经济性天然低于大电网，需通过减少依赖提升竞争力 [6] - 政策作为试水推动技术研发和市场机制完善，凝聚政府、企业、科研机构合力开辟清洁能源新路径 [6]

总体要求 - 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，深入落实"四个革命、一个合作"能源安全新战略 [3] - 坚持人民至上、系统推进、示范引领、分类施策的原则，持续深化工作机制、服务模式、监管体系改革创新 [3] - 到2029年基本建成办电便捷化、供电高质化、用电绿色化、服务普惠化、监管协同化的现代化用电营商环境 [3] 持续改革创新，推进办电便捷化 - 拓展"三零"服务对象，将低压办电"零投资"扩大至160千瓦及以下各类民营经济组织 [4] - 低压用户全过程办电时间，无电力外线工程的不超过5个工作日，有电力外线工程的不超过15个工作日 [4] - 推广主动办电服务，供电企业通过政务平台等渠道动态获取项目用电需求，超前对接用户 [5] - 深化水电气等联合服务，加快推进水电气等数据共享，全面支持线上联合申请、材料一次提交 [6] - 推行全过程数智服务，实现办电资料一次提交、多场景共用、有效期内复用 [7] 加强全程管理，促进供电高质化 - 科学规划配电网布局，提高配电网灵活转带和自愈能力 [8] - 优化配电网投资管理，向农村地区、民族地区、老旧小区、城中村等供电薄弱区域倾斜 [8] - 加强配电网主动运维，深化配电网智能巡检体系建设，推广无人机巡检模式 [9] - 常态化治理频繁停电，严格管控"一年内停电次数不超过5次""连续60天停电次数不超过3次"标准 [10] 服务低碳转型，践行用电绿色化 - 助力绿电接入，各省级能源主管部门牵头组织开展分布式光伏接入电网承载力评估信息公开工作 [11] - 促进绿电消费，供电企业建立健全宣传和推广长效服务机制，鼓励引导重点用能单位使用绿电 [11] - 拓展公共增值服务，供电企业免费提供电能监测、能效诊断、能效咨询等公共服务 [12] 共享发展成果，推进服务普惠化 - 推动解决现有居民小区用电突出问题，有序推进老旧小区、城中村等供电普遍服务薄弱区域供配电设施规范化改造 [13] - 健全民生用电保障机制，供电企业常态开展民生供电设施状态监测，强化迎峰度夏度冬等特殊时期电网设备状态检修 [14] - 推进政企网格联动服务，政企联动开展"电力客户经理+政务网格员"联合服务 [15] 强化多方联动，推进监管协同化 - 压实属地监督管理责任，各省级能源主管部门牵头组织开展深化提升"获得电力"服务水平工作 [16] - 健全投诉处理工作机制，完善用户投诉处理制度，研究建立投诉转办和协同联办机制 [17] 组织保障 - 国家发展改革委、国家能源局强化顶层设计和整体协调，建立健全工作推进机制 [18] - 各供电企业要履行主体责任，将打造现代化用电营商环境工作纳入"一把手"工程 [18]

总体要求 - 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十届二中、三中全会精神，完善制度机制、强化管理举措、提升服务水平，为构建开放透明、规范有序、平等竞争、权责清晰、监管有力的电力市场准入管理体系提供支撑 [3] 完善制度规范，优化电力市场准入环境 - 优化资质许可管理制度，将分布式光伏、分散式风电、新型储能、智能微电网等新型经营主体纳入电力业务许可豁免范围，合理压减承装（修、试）电力设施许可等级，科学调整准入条件标准 [4] - 完善持证企业权利义务，健全许可证载明的权利义务，包括落实产业政策及电力规划，遵守项目核准（备案）制度要求，执行电力运营规则和价格政策，履行社会普遍服务义务，规范市场退出 [4] 依法强化监管，增强资质许可管理功效 - 加强发电类电力业务许可管理，新建发电机组应在完成启动试运行后3个月内（风电、光伏发电项目在并网后6个月内）取得电力业务许可证，关停的煤电机组应及时办理许可变更或注销手续 [5] - 强化输电类电力业务许可管理，持证输电企业主网架新建、改建输电线路或变电设施投入运营，以及终止运营的，应于每年二季度集中申请办理许可事项变更 [5] - 完善供电类电力业务许可管理，供电营业区的设立、变更由派出机构会同省级电力主管部门审查批准，办理时限最长不超过45个工作日 [6] - 保障增量配电企业许可权益，已取得电力业务许可证的增量配电企业依法享有所辖配电区域内配电网投资建设及经营管理权利，电网企业应公平无歧视提供电网互联服务 [6] - 加强承装（修、试）电力设施许可管理，对不符合许可条件的持证企业要求及时整改，整改后仍未达标的重新核定许可等级或依法注销许可证 [7] - 推动电网工程市场公平开放，电网企业要健全完善公平竞争制度措施，推动电网工程竞争性施工业务向各类符合条件的经营主体公平开放 [7] - 深化信用分级分类监管，根据电力行业公共信用评价结果，对持证企业实施差异化监管措施，依法实施守信激励和失信惩戒 [7] 提升服务水平，践行"高效办成一件事" - 强化许可服务数字赋能，优化资信系统智慧监管功能，实现许可申请关键信息的自动核对和筛查预警，全面推广许可电子证照应用和互通互认 [8] - 推进许可服务提质增效，确保全国范围内各类资质许可业务无差别、同标准、高效率"一网通办"，为大型风光基地、跨区域特高压输变电线路、系统支撑性电源等重大项目提供一站式"快优通道"许可办理服务 [8] 加强组织保障，推进工作落实 - 健全协调机制，国家能源局加强与相关部门在政策对接、信息共享、系统建设等方面的沟通协调，派出机构要健全完善与辖区内省级电力主管部门、电力企业及电力用户间的联系协同机制 [10] - 压实工作职责，国家能源局加强对资质许可管理的工作指导和效能评估，派出机构要依法依规开展事中事后监管，省级电力主管部门要做好增量配电业务配电区域划分工作 [10] - 加强工作监督，国家能源局电力业务资质管理中心要健全完善监督评价指标体系和许可审查工作依法合规情况抽查机制，派出机构要切实加强辖区资质许可管理的日常行政监督 [11]

文章核心观点 - 中国氢能产业，特别是可再生能源制氢（绿氢）领域，发展态势良好，正步入规模化发展阶段，并在全球处于引领地位 [2][3] - 行业的发展由政策驱动，并在生产供应、多元应用、国际贸易、标准体系、科技创新等多个维度加速构建要素保障体系，为“十五五”时期的发展奠定基调 [2] 一、可再生能源制氢生产供应能力快速增长 - 政策顶层设计加强，工业领域清洁低碳氢应用、燃料电池汽车示范城市群等政策为产业发展提供原动力，并推动氢能市场价格下行 [3] - 截至2024年底，全国氢气产能超5000万吨/年，同比增长约1.6% [3] - 全国累计规划建设可再生能源电解水制氢项目超600个，已建成项目超90个，已建成产能约12.5万吨/年，占全球的51% [3] - 2024年新建成项目35个，新增产能约4.8万吨/年，同比增长约62%，新建成项目产能占全球的63% [3] - 中国绿氢开发步入规模化发展阶段，成为全球可再生能源制氢产业的引领者 [3] 二、多元场景应用示范不断释放市场潜力 - 2024年，中国氢气消费3650万吨，其中合成甲醇、合成氨氢气消费量占比超五成，炼化和煤化工氢气消费占比不足三成，交通、供热、冶金等领域占比不足两成 [4] - 绿氢的规模化应用将主要依赖工业领域的灰氢替代场景，绿色化工产业的推进节奏将决定绿氢产业的规模化发展进程 [4] - 在电力领域，已完成F级50兆瓦重型燃气轮机掺烧30%氢气全尺寸试验和兆瓦级纯氢燃气轮机整机试验验证 [5] - 随着60万千瓦级煤电机组10%以上掺氨的工业化应用实践，绿氢在大型沙戈荒基地配套煤电降碳、零碳产业园区等场景具有广阔应用前景 [5] 三、国际氢能贸易配套机制提前布局 - 中国—国际可再生能源署（IRENA）氢能专项工作组共同推动完善清洁氢评价标准和搭建认证体系，探索国际氢能贸易发展机制 [6] - 全球范围内绿色氢（氨）供应协议签订不断增多，上海正积极构建绿色氢基燃料供应、交易与认证体系，并建设氢基绿色能源交易平台 [6][7] - 中国—IRENA氢能专项工作组正就“国际清洁低碳氢能及其衍生物贸易：中国发展路径研究”开展联合研究 [7] - 未来中国将致力于构建全球绿色氢能五大中心：贸易中心、科技创新中心、应用示范中心、装备制造中心、绿色认证中心 [7] 四、氢能产业链标准体系加速健全 - 截至2024年底，中国已发布各层级氢能标准700余项，其中国家标准130项，行业标准46项 [8] - 2024年批准18项氢能相关标准纳入年度能源行业标准制定计划，涵盖测试方法、氢储能电站、可再生能源制氢等多个专业领域 [8] - 2024年中国牵头修订了国际标准《使用压缩氢气的燃料电池电动汽车动力性试验方法》（ISO/TR 11954:2024），并获批立项一项IEEE标准 [9] - 中国在国际氢能标准制定方面的影响力提升，未来将进一步提升在该领域的国际话语权 [9] 五、创新体系不断撬动产业升级 - 2024年，氢能制取、储运、应用全链条关键技术在装备研发、性能迭代和场景示范方面取得突破 [10] - 未来将聚焦规模化制储输用关键核心技术攻关，如规模化新能源制氢多槽混联、系统集成与集群控制等 [10] - 国务院国资委启动企业绿色氢能制储运创新联合体建设，并利用国家重点研发计划等创新机制加快重大技术成果转化和工程化应用 [11] - 氢基能源与传统能源、传统工业的融合发展将成为绿氢产业链创新实践的重点领域，内蒙古、辽宁、宁夏等资源与产业基础好的地区优势将凸显 [11]

绿电直连定义与适用范围 - 国家首次明确绿电直连定义：风光等新能源通过专用电力线路与单一用户直接连接，不接入公共电网，可选择离网或并网运行模式 [3] - 适用场景包括新增负荷配套新能源建设、存量负荷满足自备电厂基金清缴条件、出口外向型企业利用周边资源、存量新能源项目未建接入工程或消纳不足时变更手续 [4] - 电源投资主体多元化：可由负荷方、发电企业或合资公司投资，直连线路由负荷/电源主体投资，非同一主体需签订长期购电协议 [5] 项目建设与运营模式 - 突破传统电网统一接网模式，允许负荷与电源方自主投资直连线路，余电上网比例由地方根据消纳能力灵活设定 [5] - 并网型项目需与公共电网明确产权分界点的安全责任界面，内部需落实安全生产管理措施 [6][7] - 调度管理分两类：需求响应项目接入新型电力负荷管理系统，参与现货/辅助服务的项目接入电力调度自动化系统 [7] 市场交易与价格机制 - 绿电直连项目整体参与电力市场交易，非同一投资主体可参照虚拟电厂模式聚合注册 [8] - 明确禁止电网企业代理购电，负荷方需直接参与市场交易 [8] - 价格结算机制要求项目缴纳输配电费、系统运行费、交叉补贴等费用，确保与其他用户公平承担社会责任 [8] 政策背景与行业影响 - 国家"双碳"战略下新能源开发规模全球第一，分布式新能源快速发展，《通知》为绿电直连提供规划建设指引 [2] - 欧盟电池法案推动"绿电直连"概念普及，国内政策填补定义空白并激发新能源投资热情 [3][4] - 新模式通过就近消纳提升新能源利用率，同时需协调电网安全运行与统一电力市场建设 [5][7]

新能源汽车充电基础设施 - 深圳莲花山超级充电站是全国首个"光储超充+车网互动+电力鸿蒙"示范站，配备27台充电桩（含4台600千瓦超充桩），支持46辆车同时充放电，最快实现"一秒一公里"充电速度，家用车10分钟可充电80%以上 [1] - 该站为深圳首个"绿车充绿电"试点站，提供100%绿电服务，并配备22台V2G充电桩（36支充电枪），最大放电功率2160千瓦，单日放电量达13000度（相当于1600户家庭日用电量） [1] - 公司通过"批发+零售"市场化机制将电力交易收益补贴车主，提升车网互动参与度，增强城市能源安全韧性 [3] 数字化充电管理技术 - 莲花山站部署5台搭载"电鸿"物联操作系统的快充桩，提升设备信息安全防护能力与组网效率，增强充换电设备可调节性，优化资源调度 [3] - 抽水蓄能电站应用第三代人工智能数据分析平台，集成国产抽水蓄能大模型，使设备智能化管理水平提升30%，机组等效可用系数达96.59% [4] 抽水蓄能电站建设与运营 - 深圳抽水蓄能电站为全国首个城市中心大型抽蓄电站，装机容量120万千瓦，累计调节电量超200亿千瓦时（相当于深圳两月用电量），调节能力覆盖深圳峰谷差三分之一 [3][4] - 电站采用全国产化机组，90%巡检工作由机器完成，并建立融合北斗三号与InSAR技术的大坝变形监测系统，实现全天候高精度监测 [4] - 南方电网在运抽蓄规模达1028万千瓦（调节能力2056万千瓦），粤港澳大湾区9个在建抽蓄电站群总投资近700亿元，全部投产后年消纳清洁能源244亿千瓦时（满足1100万居民年用电需求），支撑3亿千瓦新能源并网 [5] 能源技术创新与产业升级 - 抽水蓄能电站通过缩短机组检修时间、提升数字化工具应用深化新质生产力发展，如人工智能平台实时监测设备性能 [4][5] - 公司持续推动"超充之城"建设与车网互动技术融合，示范站模式为新能源汽车普及提供基础设施样板 [1][3]

深圳超充城市建设进展 - 深圳已建成超1000座超充站，形成"1公里超充出行圈"，超充站和充电枪数量均超过传统加油站及加油枪 [3] - 莲花山超级充电站作为全国首个"光储超充+车网互动+电力鸿蒙"示范站，配备27台充电桩（含4台600千瓦超充桩），最快实现"一秒一公里"充电速度，10分钟可充80%电量 [6][8] - 该站日均服务超600辆车，是深圳首个100%绿电充电试点站，运营6个月成为新能源车主首选 [8] 车网互动(V2G)技术应用 - 莲花山站配备22台V2G充电桩（36支枪），最大放电功率2160千瓦，单日放电量达13000度（相当于1600户家庭日用电量） [9] - 通过"批发+零售"市场化机制，车主反向送电每度收益4元，较低谷充电成本（0.4元/度）可赚3.6元差价 [9][10] - 电力鸿蒙操作系统实现设备即插即用，提升信息安全防护能力和设备可调节能力 [14] 抽水蓄能电站创新实践 - 深圳抽水蓄能电站为全国首个城市中心大型项目，装机容量120万千瓦，累计调节电量超200亿千瓦时（相当于深圳2个月用电量） [16][19] - 采用90%机器巡检+第三代人工智能分析平台，设备管理效率提升30%，嵌入国内首个自主研发的抽蓄大模型 [16][20] - 南方电网在运抽蓄规模达1028万千瓦，在建9个项目总投资近700亿元，全部投产后年消纳清洁能源244亿千瓦时（满足1100万居民年用电） [20] 行业技术突破与社会效益 - 超充技术实现"一杯咖啡满电出发"体验，充电速度接近燃油车加油效率 [3][11] - 抽蓄电站调节能力覆盖深圳峰谷差三分之一，支撑3亿千瓦新能源稳定并网 [19][20] - 媒体与意见领袖评价显示，技术突破显著提升电动汽车使用信心，推动"深圳速度"向全国推广 [11][13]

国家战略 - 全球超60国发布氢能战略 我国将氢能首次纳入《能源法》立法框架 22省将氢能写入政府工作报告 政策顶层设计已从"规划引导"转入"落地实施"阶段 [3] - 《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》明确氢能作为"未来国家能源体系的重要组成部分" 提出到2025年可再生能源制氢量达10-20万吨/年的目标 [3] - 国家能源集团在内蒙古 宁夏等地布局"风光制氢+氢基燃料合成"项目 国家电投在吉林布局百万千瓦级风光制氢项目 直接响应"可再生能源制氢规模化应用"政策导向 [3] 央企技术突破 - 航天科技集团研发5吨/天氢膨胀氢液化系统 核心部件100%国产化 能耗指标追赶国际先进水平 [4] - 国家能源集团建成5兆瓦碱性电解水制氢测试平台 推动氢能检测体系与国际接轨 [4] - 中国石化启动京蒙输氢管道示范工程 为跨区域氢能调配奠定基础 [4] - 一汽集团研发国内首款2 0升氢内燃机的轻型氢内燃飞机原型机实现首飞 [4] - 国家能源集团联合中车集团打造2400千瓦氢动力调车机车 填补我国重载铁路氢能应用空白 [4] - 中国广核与中国海油联合研发百千瓦级高温燃料电池发电系统研制成功 [4] 应用场景落地 - 宝武集团湛江钢铁百万吨级氢基竖炉项目显著降低冶金环节二氧化碳排放 [5] - 中国钢研自主化纯氢多稳态竖炉示范工程正式运行 [5] - 国家能源集团宁东基地可再生氢耦合煤制合成氨项目年减排二氧化碳20万吨 [5] - 中国石化成功探路"京沪氢能交通走廊" 支撑我国首次完成氢能车辆长距离跨区域实际运输测试 [5] - 国家能源集团开展"氢能质量万里行"行动完成12省份32座制氢厂和加氢站氢气质量检测 [5] - 国家电网"氢电耦合"示范项目实现电氢热多种形式清洁能源相互转化及供应全过程零碳 [5] - 国家电投兆瓦级纯氢燃气轮机完成试验 形成核心技术储备和自主知识产权 [5] 国际合作与标准 - 中国海油完成全球最远液态氢海运示范 采用液氢罐箱海运技术打通跨洋运输链条 [6] - 中国电建承建乌兹别克斯坦首个绿氢项目实现电解槽发运 [6] - 中国中车自主研制氢能源智轨电车在马来西亚落地 [6] - 国家电网牵头编制IEEE《质子交换膜燃料电池热电联产系统的动静态性能及效率测试方法导则》标准获批立项 [7] - 国家能源集团参与建设上海氢基绿色能源交易平台 致力于建成国际化绿色能源产品的认证中心 定价中心 交易中心 贸易中心 [7] 未来发展方向 - 需聚焦"沙戈荒""深远海"等战略区域 扩大可再生氢产能布局 [8] - 依托国家能源氢储运创新平台 中央企业绿色氢能制储运创新联合体等 攻克电解槽 燃料电池 新型储氢等"硬科技" [8] - 发挥"双循环"战略优势 将国内实践经验转化为国际合作标准 输出"中国氢能方案" [8]

中国氢能发展现状 - 中国氢能产业从试点探索进入有序破局新阶段，政策制定、市场规模等六方面系统总结2024年发展形势 [2] - 2024年中国氢能生产消费规模突破3650万吨，全球占比超三分之一，连续多年位居世界第一 [4] - 可再生能源制氢产能全球累计超25万吨/年，中国占比近一半，宁夏宁东等项目投产 [4] - 燃料电池汽车推广量约2.4万辆，加氢站超540座，重卡、港口机械等领域替代效应显现 [5] 政策与区域布局 - 氢能写入《中华人民共和国能源法》，22个省级行政区将其纳入政府工作报告，累计出台专项政策超560项 [3] - "三北"地区规划可再生能源制氢项目占全国90%以上，重点推进"绿氢+化工/冶金"耦合示范 [6] - 东部地区聚焦技术研发，山东建成"氢进万家"社区，广东开展液氢跨洋运输试点 [6] 技术创新与产业链突破 - 单堆兆瓦级质子交换膜电解水制氢装置商业试运营，兆瓦级阴离子交换膜电解槽下线 [5] - 国内首条掺氢高压管道竣工，深地盐穴储氢库CQ-1井开钻 [5] - 关键材料如质子交换膜、气体扩散层依赖进口，电解槽宽负荷调节技术待突破 [8] 挑战与瓶颈 - 可再生能源制氢成本高于化石能源制氢，受电力成本、电解槽投资等因素制约 [7] - 氢能双重属性导致项目验收管理需优化，电解水制氢等关键领域标准待完善 [8] - 产业链协同不足，"技术研发—装备制造—项目运营"生态需完善 [8][9] 未来发展路径 - 2030年前推动绿氢在合成氨、甲醇等行业渗透率提升，交通领域推广氢电互补模式 [11] - 中国为全球最大电解槽出口国，需建立绿氢认证体系推动全链条出海 [12] - 建议国家实验室整合资源，龙头企业牵头创新联合体，试点政策与场景开放 [13]

绿电直连政策核心观点 - 绿电直连项目是新能源发展模式的重要创新，对推动新能源高质量发展、构建新型电力系统、促进经济社会绿色发展具有重要意义 [1] - 政策从适用范围、规划引导、运行管理、价格机制、组织保障五个方面明确具体要求，推动项目科学规范有序发展 [1][6] 绿电直连适用范围 - 明确界定绿电直连为风电、太阳能发电、生物质发电等新能源通过直连线路向单一用户供电，分为并网型和离网型两类 [2] - 并网型项目需接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，实现电量物理溯源，提升新能源就近消纳水平 [2] - 国内外尚无统一标准，欧洲多国已出台相关政策，中国"十四五"规划提出建设绿色直供电示范项目 [2] 绿电直连项目管理要求 规划管理 - 区分存量与增量负荷：新增负荷鼓励配套新能源，存量负荷为出口外向型企业和自备电厂供能保留政策窗口 [3] - 加强规划统筹：要求项目按整体化方案统一建设，明确接入电压等级，与能源电力、国土空间规划协同 [3] - 投资主体多元化：支持电源和负荷由不同主体投资（含民营企业），负荷方为主责单位，电网企业除外 [3] 运行管理 - 按"以荷定源"原则确定电源类型和装机规模，现货连续运行地区允许反送电，上网电量占比≤20%，自发自用电量占比≥60% [4] - 项目内部资源需实现可观、可测、可调、可控，接入负荷管理系统或调度系统，并网型项目需配置储能提升调节能力 [4] 市场机制 - 并网型项目作为整体参与电力市场交易，享有平等市场地位，按交换功率结算 [4] 相关方主体责任界定 经济责任 - 项目需缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴等，禁止地方违规减免 [5] 技术责任 - 项目需配置继电保护等二次设备，满足涉网性能标准，具备分表计量条件；公共电网需公平提供接入服务 [5] 安全责任 - 并网型项目与公共电网按产权分界点划分安全责任，项目需自主申报并网容量并调节内部负荷，公共电网按协议履行供电责任 [6]