我国对于可再生能源并网发电的相关规定有哪些
国家电网办【2013】1781号国家电网公司关于印发分布式电源并网相关意见和规范（修订版）的通知
以及
国家电网营销【2014】174号国家电网公司分布式电源并网服务管理规则（修订版）
国家能源局最新发布《光伏发电运营监管暂行办法》
第一章 总则
第一条 为加强监管，切实保障光伏发电系统有效运行，优化能源供应方式，促进节能减排，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《电力监管条例》等法律法规和国家有关规定，制定本办法。
第二条 本办法适用于并网光伏电站项目和分布式光伏发电项目。
第三条 国务院能源主管部门及其派出机构依照本办法对光伏发电项目的并网、运行、交易、信息披露等进行监管。
任何单位和个人发现违反本办法和国家有关规定的行为,可以向国务院能源主管部门及其派出机构投诉和举报，国务院能源主管部门及其派出机构应依法处理。
第四条 光伏发电项目运营主体和电网企业应当遵守电力业务许可制度，依法开展光伏发电相关业务，并接受国务院能源主管部门及其派出机构的监管。
第二章 监管内容
第五条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目运营主体和电网企业电力许可制度执行情况实施监管。
除按规定实施电力业务许可豁免的光伏发电项目外，其他并网光伏发电项目运营主体应当申领电力业务许可证。持证经营主体应当保持许可条件，许可事项或登记事项发生变化的，应当按规定办理变更手续。
第六条 国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电能质量情况实施监管。
光伏发电并网点的电能质量应符合国家标准，确保电网可靠运行。
第七条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电配套电网建设情况实施监管。
接入公共电网的光伏发电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的光伏发电项目，接入系统工程由项目运营主体投资建设，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。
第八条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网服务情况实施监管。
电网企业应当按照积极服务、简洁高效的原则，建立和完善光伏电站项目接网服务流程，并提供并网办理流程说明、相关政策解释、并网工作进度查询以及配合并网调试和验收等服务。
电网企业应当为分布式光伏发电接入提供便利条件，在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网验收和并网调试全过程服务中，按照“一口对外”的原则，简化办理程序。
电网企业对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用。
第九条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网环节的时限情况实施监管。
光伏电站项目并网环节时限按照国家能源局有关规定执行。
分布式光伏发电项目，电网企业自受理并网申请之日起25个工作日内向项目业主提供接入系统方案；自项目业主确认接入系统方案起5个工作日内，提供接入电网意见函，项目业主据此开展项目备案和工程设计等后续工作；自受理并网验收及并网调试申请起10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主按照要求签署购售电合同和并网协议；自关口电能计量装置安装完成后10个工作日内组织并网验收及并网调试，向项目业主提供验收意见，调试通过后直接转入并网运行，验收标准按国家有关规定执行。若验收不合格，电网企业应向项目业主提出解决方案。
第十条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目购售电合同和并网协议签订、执行和备案情况实施监管。
电网企业应与光伏电站项目运营主体签订购售电合同和并网调度协议，合同和协议签订应当符合国家有关规定，并在合同和协议签订10个工作日内向国务院能源主管部门派出机构备案。光伏电站购售电合同和并网调度协议范本，国务院能源主管部门将会同国家工商行政管理部门另行制定。
电网企业应按照有关规定及时与分布式光伏发电项目运营主体签订并网协议和购售电合同。
第十一条 国务院能源主管部门及其派出机构对电力调度机构优先调度光伏发电的情况实施监管。
电力调度机构应当按照国家有关可再生能源发电上网规定，编制发电调度计划并组织实施。电力调度机构除因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制光伏发电出力。
本办法所称危及电网安全稳定的情形，应由国务院能源主管部门及其派出机构组织认定。
光伏发电项目运营主体应当遵守发电厂并网运行管理有关规定，服从调度指挥、执行调度命令。
第十二条 国务院能源主管部门及其派出机构对电网企业收购光伏发电电量的情况实施监管。
电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内光伏发电项目的上网电量。因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形，未能全额收购的，电网企业应当及时将未能全额上网的时间、原因等信息书面告知光伏发电项目运营主体，并报国务院能源主管部门派出机构备案。
第十三条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网运行维护情况实施监管。
并网光伏电站项目运营主体负责光伏电站场址内集电线路和升压站的运行、维护和管理，电网企业负责光伏电站配套电力送出工程和公共电网的运行、维护和管理。电网企业安排电网设备检修应尽量不影响并网光伏电站送出能力，并提前三个月书面通知并网光伏电站项目运营主体。
分布式光伏发电项目运营主体可以在电网企业的指导下，负责光伏发电设备的运行、维护和项目管理。
第十四条 国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电量和上网电量计量情况实施监管。
光伏电站项目上网电量计量点原则上设置在产权分界点处，对项目上网电量进行计量。电网企业负责定期进行检测校表，装置配置和检测应满足国家和行业有关电量计量技术标准和规定。
电网企业对分布式光伏发电项目应安装两套计量装置，对全部发电量、上网电量分别计量。
第十五条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电电费结算情况实施监管。
光伏发电项目电费结算按照有关规定执行。以自然人为运营主体的，电网企业应尽量简化程序，提供便捷的结算服务。
第十六条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电补贴发放情况实施监管。
电网企业应按照国家核定的补贴标准，及时、足额转付补贴资金。
第三章 监管措施
第十七条 国务院能源主管部门派出机构与省级能源主管部门应当加强光伏发电项目管理和监管信息共享，形成有机协作、分工负责的工作机制。
第十八条 电网企业应向所在地区的国务院能源主管部门派出机构按季度报送以下信息：
1．光伏发电项目并网接入情况，包括接入电压等级、接入容量、并网接入时间等。
2．光伏发电项目并网交易情况，包括发电量、自用电量、上网电量、网购电量等。
3．光伏电站项目并网运行过程中遇到的重要问题等。
并网光伏电站运营主体应根据产业监测和质量监督等相关规定，定期将运行信息上报，并对发生的事故及重要问题及时向所在省（市）的国务院能源主管部门派出机构报告。
国务院能源主管部门及其派出机构根据履行监管职责的需要，可以要求光伏发电运营主体和电网企业报送与监管事项相关的其他文件、资料。
第十九条 国务院能源主管部门及其派出机构可采取下列措施进行现场检查：
1．进入并网光伏电站和电网企业进行检查；
2．询问光伏发电项目和调度机构工作人员，要求其对有关检查事项作出说明；
3．查阅、复制与检查事项有关的文件、资料，对可能被转移、隐匿、损毁的文件、资料予以封存；
4．对检查中发现的违法行为，有权当场予以纠正或者要求限期改正。
第二十条 光伏发电项目运营主体与电网企业就并网无法达成协议，影响电力交易正常进行的，国务院能源主管部门及其派出机构应当进行协调；经协调仍不能达成协议的，由国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定予以裁决。
电网企业和光伏发电项目运营主体因履行合同等发生争议，可以向国务院能源主管部门及其派出机构申请调解。
第二十一条 国务院能源主管部门及其派出机构可以向社会公开全国光伏发电运营情况、电力企业对国家有关可再生能源政策、规定的执行情况等。
第二十二条 电网企业和光伏发电项目运营主体违反本办法规定，国务院能源主管部门及其派出机构可依照《中华人民共和国可再生能源法》和《电力监管条例》等追究其相关责任。
电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成光伏发电项目运营主体经济损失的，应当按照《中华人民共和国可再生能源法》的规定承担赔偿责任。
第四章 附则
第二十三条 本办法由国家能源局负责解释，各派出机构可根据本地实际情况拟定监管实施细则。
第二十四条 本办法自发布之日起施行，有效期为3年。
渝价〔2009〕408号
各区县(自治县)物价局，重庆市电力公司，三峡水利电力(集团)股份有限公司，涪陵电力实业股份有限公司，市主力燃煤电厂和大型水电企业：
为疏导我市电价突出矛盾，推进电价改革，促进可再生能源发展，现根据《国家发展改革委关于调整华中电网电价的通知》(发改价格[2009]2925号)有关规定，提出以下贯彻意见，请遵照执行。
一、调整发电企业上网电价
(一)为合理反映燃煤电厂煤价、煤耗、发电利用小时等变化情况，重庆市境内燃煤机组(含热电联产机组，下同)上网电价每千瓦时上调0.4分钱。
(二)为合理补偿燃煤机组脱硫成本，将重庆市燃煤发电机组脱硫加价标准由每千瓦时1.5分钱调整为2.0分钱。
(三)重庆市境内新投产燃煤机组标杆上网电价调整为每千瓦时0.3683元；安装脱硫设施并经市环保局验收合格的机组，经市物价局确认后，上网电价在上述电价基础上每千瓦时加价2.0分钱。我市新投产燃煤机组进入商业运营后，上网电价一律按上述价格执行。
(四)适当提高部分电价偏低、亏损严重电厂的上网电价。华能重庆珞璜发电有限责任公司1-4号机组上网电价调整为每千瓦时0.3783元；重庆中电狮子滩发电有限公司上网电价调整为每千瓦时0.270元；重庆同兴垃圾处理有限公司1号机组按脱硫燃煤机组上网电价执行。
(五)为进一步规范水电上网电价管理，完善水电价格形成机制，促进水电站库区和移民安置区经济社会发展，缓解水电企业亏损严重、更新改造资金不足等问题，重庆境内(除万州地方电网调度机组)2008年7月以前投产水电机组，本次上网电价每千瓦时提高1分钱，调价后仍低于同期分档上网电价的，按分档电价标准执行；2008年7月及以后投产水电机组按分档上网电价标准执行(见附件一)。对水电站装机容量的界定，根据政府有权部门对项目审批或核准的批复文件，按照同一流域、同一投资主体、一点并网的电厂容量总和确定。装机容量5万千瓦(含)以下的水电站，具有季调节性能及以上的，在分档上网电价基础上每千瓦时提高1分钱。水电站调节性能按库容调节系数确定，库容调节系数达到3%的为季调节性能及以上的水电站。市级电网统调机组的水电站调节性能，由市物价局会同市水利局和发、供电企业，依据有关资料进行认定；非统调机组由区县物价局会同当地水利行政主管部门和发、供电企业，依据相关资料进行认定，并报市物价局备案。电站实际运行5年后，物价部门可根据发、供电企业的运行数据重新校核调节性能。
二、理顺发电企业上网电价与销售电价关系。2008年8月重庆火力发电企业上网电价提高每千瓦时1.5分影响电网企业增加的购电成本，通过调整销售电价予以疏导。
三、提高可再生能源电价附加标准。根据可再生能源发展需要，按照《可再生能源法》和《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格[2006]7号)有关规定，将可再生能源电价附加标准提高到每千瓦时0.4分钱(其中居民用电仍按每千瓦时0.1分钱执行)。
四、重庆市电网销售电价每千瓦时提高0.2分钱，暂用于解决电网企业居民用户“一户一表”改造投资还本付息等问题。
五、为逐步完善跨省跨区电网输电价格机制，此次重庆市提高的销售电价中含华中电网公司输电价格每千瓦时0.05分钱。
六、适当提高电网销售电价。重庆电网销售电价平均提价标准为每千瓦时3.2分钱。各类用户调价后具体电价标准见附件二、附件三。
七、进一步优化销售电价结构，重庆市实行商业与非居民照明用电同价，其功率因数调整、分时电价等政策仍按原办法执行。
八、其它相关政策
(一)为规范电价管理，根据国家发展改革委、国家电监会、国家能源局《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》(发改价格[2009]2474号)精神，取消小水电上下网电量互抵结算政策。
(二)自备电厂应缴纳的政府性基金及附加和系统备用费按调价后的标准执行。
(三)《重庆市电网销售电价表》(附件二)、《重庆市电网趸售电价表》(附件三)中已含政府性基金、资金及附加，供电企业不得在价外向用户另行收取其他费用。
(四)农网还贷资金、三峡工程建设基金、城市公用事业附加费、水库移民后期扶持资金(含大中型水库移民后期扶持资金和地方水库移民后期扶持资金)和可再生能源电价附加，均不参加丰枯、峰谷调峰电价和功率因数调整电费办法。
九、销售电价执行的范围为重庆市电力公司直供区域及重庆市电力公司控股的区县(自治县)供电公司供电区域。万州区、涪陵区地方电网同步执行重庆市电力公司销售电价。
十、以上电价调整自2009年11月20日起执行。其中，电力用户11月20日起的用电量，可按对应抄表周期内日平均用电量乘以应执行调整后电价的天数确定。
十一、电力价格涉及面广、政策性强，供电企业和区县(自治县)物价部门务必做好宣传解释工作，以确保电价方案顺利实施。各地执行中如有问题，请及时报告我局。
重庆市物价局
二○○九年十一月十九日
对符合云南省光伏复合项目建设要求和认定标准的项目，利用25度以上耕地（水田除外）或其他农用地布设的光伏方阵，在不破坏耕地耕作层及农用地生产条件和不改变原用地性质的条件下，允许以租赁等方式使用；采用直埋电缆方式敷设集电线路的用地，实行与光伏方阵用地同样的管理方式；场内道路用地可按照农村道路用地管理。
《措施》提出，坚持市场化配置资源，通过公开、公平竞争方式确定项目业主；充分发挥以资源换发展的撬动作用，推动光伏电源建设与光伏先进装备制造业深度融合发展，带动绿色能源、先进装备制造、储能等重点产业发展和招商引资重大项目落地。对工作推进力度大、光伏制造业发展势头好的地区，在光伏资源配置上给予倾斜。
在项目开发方面，重点支持金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域、金沙江中游、澜沧江金沙江上游“风光水储”和曲靖“风光火储”等6个多能互补基地，争取3年时间全面开工并基本建成。积极开展“千村万户沐光行动”，鼓励以“新能源+”和分布式光伏等方式，助力巩固拓展脱贫攻坚成果和乡村振兴有效衔接；重点支持以乡村或村级连片开发建设“新能源+特色产业”、“新能源+生态修复”、“新能源+绿色食品”、“新能源+乡村 旅游 ”等项目。
为按期完成目标，《措施》还对项目建设的期限作出了如下规定，各州、市人民政府应督促项目业主在取得开发权后，1个月内完成项目备案。完成备案后，加快推进项目前期工作，完成时限不得超过2个月，因项目业主自身原因逾期未完成的，责令限期整改；整改期满仍未开工建设的，取消备案，收回开发权，项目业主2年内不得参与我省光伏开发建设。装机规模10万千瓦及以下项目，开工6个月内应具备投产条件；10万千瓦以上项目，开工8个月内应具备投产条件。全容量并网最长期限不得超过1年。因不可抗力因素（地震、重大自然灾害等）影响，项目业主及时向州、市能源主管部门报备的，项目建设周期可顺期延长。
在接网与消纳工作方面，《措施》要求做到同步接网，保障消纳。电网企业要加快项目配套接网工程建设，与光伏发电项目建设做好充分衔接，实现同步并网、就近接入、就地消纳，优先安排发电，确保电量全额消纳。光伏项目按照装机的一定比例精准配置储能，鼓励采用共享模式，保障电力系统安全稳定运行。同时，建立可再生能源配额消纳机制，积极开展绿色电力交易，推进电力现货市场建设，以“配额+市场+电网兜底”模式，保障电量消纳。
此外，还要提高行政审批效率，开辟绿色通道，土地、林地现场踏勘由省、州市、县三级行业主管部门联合开展，实行并行审批。各州、市人民政府要督促项目业主按照规定时限推进项目建设，及时报送项目推进情况，确保工程质量与安全。省能源局负责按旬调度，定期监测评价各地目标完成情况，不定期组织开展联合现场监督检查，对发现的问题，督促有关州、市人民政府和项目业主认真整改，并将有关情况通报领导小组各成员单位。
大众网·海报新闻通讯员 朱记帅 日照报道
近日，在金马集团“数字化工厂”项目启动会上，一个全新升级的搭建全业务流程、全生产要素、全价值链的数字工厂平台系统建设方案一经提出，就备受瞩目，令人振奋。
平台应用工业互联网技术和数字孪生理念，致力于打通从销售订单、技术工艺、生产计划、车间执行到订单交付全过程的应用场景，建立一个实现人机数字化交互、制造数字化协同、管理数字化决策的数字化透明工厂。可以想见，“数字化工厂”实践后的金马集团将是怎样的一番高质量发展态势。
六十七年风雨兼程，从社办企业到县营集体企业，再到多元化发展的综合性集团公司，又到如今“数字化工厂”，金马紧跟时代步伐，敢为人先，始终奔腾向前。
面对突如其来的抗疫大考，金马众志成城，迎难而上，在危机中育新机，于变局中开新局，经济效益稳步增长，交出了一份满意答卷。
质量取胜——荣获博世“亚太区优秀供应商”
前不久，德国博世集团举行2020亚太区供应商大会及颁奖仪式，金马集团董事长马祖斌应邀参加。基于卓越的供货和服务表现，金马集团从1000余家供应商中脱颖而出，被授予博世“亚太区优秀供应商”荣誉称号。
德国博世集团是全球最大的 汽车 技术及解决方案供应商，是全球最精湛工业水平的代表，获此殊荣，是其对金马集团的认可与肯定，是金马集团高质量、高服务的有力印证。
置身竞争激烈的 汽车 零部件市场，金马集团缘何能得到全球知名企业的青睐，接到越来越多国际订单？探其原由，质量过硬、品牌带动的背后，是企业加速转型升级、技术改造的成果。
近年来，金马集团不断调整产业结构，在机械制造行业深耕， 汽车 零部件成为重点发展产业，目前主要产品包括 汽车 转向、制动、传动、发动机等系统关键零部件产品，工艺装备水平、产品质量均达到国际先进水平，其中商用车转向机活塞、扇形轴产销位列国内第一，占据全球市场的26.13%，并上榜第四批山东省制造业单项冠军企业名单。企业推进 科技 创新、严细管理、精准降本增效，聚力从产品开发、质量、成本、交付等全方位提升服务品质。
凭借着过硬的产品质量和良好的信誉，金马集团的市场占有率大幅提高，是博世、采埃孚、麦格纳等世界知名 汽车 零部件企业的优秀供应商、战略供应商，为奔驰、宝马、大众、菲亚特克莱斯勒、通用、福特、沃尔沃、戴姆勒、斯堪尼亚，中国一汽、重汽等国内外著名整车厂商提供配套服务。
当前，金马集团商用车电动转向机核心零部件项目正加快建设。企业全力进行技术改造升级，持续加大对自动化生产设备的投入，投资近亿元建成国内首条通透式轴头热模锻自动化锻造生产线、首条国产机器人锻造示范应用生产线，并以此为突破口逐步实现多个工序的自动升级，对7条生产线进行自动化设备安装、改造，推动 汽车 零部件产业逐步实现多工序自动化，向智能化工厂迈进。
锐意创新——获批设立“国家博士后科研工作站”
近日，人力资源和 社会 保障部、全国博士后管理委员会公布了新批准设立国家博士后科研工作站名单，金马集团成功上榜。
设立国家博士后科研工作站，对企业的科研条件、科研实力有较高要求。相应的，也为企业搭建了技术需求和科学研究的桥梁，依托这一平台，金马集团将进一步提升自主创新能力和核心竞争力，驱动科研创新与产业发展。
多年来，金马集团始终以创新为内生动力，持续增加科研投入，加快新技术、新材料的应用，推动企业转型升级、高质量发展，实现了从“金马制造”到“金马智造”的跨越。
电控柴油高压共轨系统，是实现柴油机电控功能的核心零部件。金马集团研发的发动机高压共轨核心产品，具有比同类产品更高的耐压性和抗疲劳性，技术水平国际领先，产品填补国内空白。“发动机高压共轨锻件”发明专利获日照市专利奖一等奖，山东省专利奖三等奖，项目研发获得“日照市 科技 进步奖一等奖”，产品已供应德尔福、先富斯等国际知名企业。针对目前市场对 汽车 轻量化、电动化的需求越来越高，企业与德国博世集团联合研制的一款新型ECO转向机核心零部件产品，产品依托企业现有的装备和工艺基础，不断研发试验，通过工艺革新，解决了高精度半圆加工的技术难题，目前样机已顺利通过验收。通过产品轻量化的设计，既满足了客户个性化需求，又合理地控制了生产成本，极大提高了产品市场竞争力。
作为山东省瞪羚企业，金马集团目前建有国家认定企业技术中心等10余个国家及省级研发平台；联合10余家高等院所，在关键制造技术、工艺等领域进行诸多研究和技术创新，多项产品打破国外垄断；承担国家及省部级以上科研项目30多项，获得各级奖项20多项；拥有各类授权专利100余项；主导、参与制定国家标准、行业标准9项。拥有工程技术人员260余人,并柔性引进中国工程院院士陈蕴博等高端人才近百人。
有了对先进技术、研发投入的高度重视，一大批难度大、 科技 含量高、效益好的新产品相继投入量产，企业的核心竞争力不断凸显。新开发的活塞、扇形齿轮轴、空心轴头、杠杆、制动底板等52项新产品及30多项创新工艺，为企业发展赢得了优势、增强了后劲。成功入围2019年度“中国机械工业百强”。
产业升级——布局新能源板块打造绿色工业园区
眺望金马工业园，47000块大容量高效太阳能光伏板分成14个阵列，覆盖着园区的厂房顶端，构成了金马集团的光伏发电矩阵，蔚为壮观。
去年，金马集团启动光伏电站项目，利用厂房屋顶闲置资源，通过太阳能光伏发电，实现了自发自用、余电上网，给企业带来可观经济效益的同时，还实现了节能减排，产生了生态效益。目前，已完成全容量并网发电，日最大发电量9.6万千瓦时，年总发电量1680万千瓦时，自用率达75%以上，如按白天平均电价计算，年收入约1300万元。
建设太阳能光伏电站，只是金马集团加快新能源板块战略布局的一个起点。聚焦高质量发展和产业升级，致力于打造绿色低碳工业园区，2019年金马集团引御风的力量，启动风力发电项目，积极开展风资源等可再生能源领域的技术研发、应用和生产制造，全速向绿色清洁能源市场迈进。
在金马新能源整机风电车间，工作人员正在组装JM330KW风力发电机组设备。该设备高度智能化，由企业自主研发、设计、生产制造，可通过风速风向仪，向主控PLC提供实时风速和风向数据，让风机安全高效持续发电。
12月27日，公司自主研发生产的首台JM330kW风机顺利发货并已到达现场正安装调试，用于金马新能源与延长石油合作开发的“延长石油1GW风光气氢牧能源互联网示范项目”。另外六台JM330kW风机组装完成后将出口日本。
金马新能源还与中科院等顶尖科研机构合作，在新项目研发上取得重大突破，将风力动能直接转化为冷、热能，满足了国内外煤改、农业用热、工业用热、商业用冷热等市场需求，不仅实现了节能环保，还提升了作业效率，市场潜力巨大。
令人欣喜的是，目前，企业已成为商务部援外风力发电项目的解决方案提供商与设备供应商，还与山东省港口集团、齐鲁交通发展集团对接沟通，推动在所属口岸和高速服务区开展新能源项目合作，同时积极开拓东南亚、南亚、欧美、拉美等市场。
文化沁润——捧回“全国文明单位”奖牌
年终岁末，捷报频传。11月20日，从全国精神文明建设表彰大会上传来喜讯，金马集团被授予“全国文明单位”荣誉称号。是日照市第一家、也是目前唯一一家荣获“全国文明单位”的民营企业。
文明，是城市发展的软实力，是时代进步的精神动力。在全国文明城市创建中，在争创全国文明单位的实践中，在坚持价值引领、文化育心，积极履行 社会 责任、助力地方经济发展的征途中，金马人始终与文明同行。
坚持价值引领，积极履行 社会 责任。推进 社会 主义核心价值观建设，组织“做文明有礼的金马人”、评树学习“德耀日照”先进典型和道德模范等活动，深入开展理想信念教育；开展无偿献血、爱心捐款等公益活动，参加“学雷锋精神、做日照好人”“礼让斑马线”等志愿服务活动；疫情期间，主动承担防控责任，带头捐款、捐赠防疫物资，积极帮助他人、服务 社会 ，传递爱心、共建文明。
坚持文化育心，打造具有“金马”特色的文化品牌。加强文化引领，着力建设企业特色文化，针对制造业企业职工大都在生产一线的实情，建立基层文化阵地，将文化展板设在车间、工地、员工培训中心，达到“抬头所见、驻足即观”的良好效果。同时，坚持举办“我们的节日”“迷你马拉松比赛”等文体活动，丰富职工生活。
67年沧桑巨变，金马集团肩负着民营企业的使命担当，始终冲锋在服务城市发展的最前沿，在创新发展的驱动下，锻造出披荆斩棘的十八般武艺，蜕变成长为日照市一张闪亮的民营企业名片。
宏伟的事业，总是在不断奋进中腾飞；壮丽的篇章，总是在不懈奋斗中续写。我们坚信，金马集团将以一往无前的奋斗姿态，走出更加铿锵有力的奋进步伐，在一次次的自我超越中展翅翱翔。
2008年5月12日下午，来自联合国工业发展组织中国投资促进处的专家组一行七人，在对河北省保定市的新能源产业考察调研后普遍认为：保定的新能源产业发展迅猛，并已形成了完整的产业集群，该城市成为中国首个真正意义上的低碳城市希望很大。
据保定市外办主任刘志强介绍，专家组是就联合国规划推出的《产业集群与资本运作方案国际试点项目》来保定市考察。该项目拟定于二00八年在中国筛选五个城市作为试点地区，并给予支持，评估合格后再进行推广实践。河北省已有廊坊市入选该项目试点城市。
专家组在此间的行程中，分别参观了即将竣工的中国首座电谷大厦、中国最完整太阳能光伏产业链企业——英利集团以及中国电谷风电产业园等，并就相关问题提出了建设性意见。
专家组负责产业集群与资本运作方案的专家罗响称，低碳城市是指城市在经济高速发展的前提下，保持能源消耗和二氧化碳排放处于较低的水平。保定的新能源已明显的形成了几大产业集群，这就构成了建设低碳城市的良好基础。保定或将成为中国首个真正意义上的低碳城市。
据悉，保定市已形成光电、风电、节电、储电、输变电与电力自动化六大产业体系，新能源企业达一百六十余家，“中国电谷”和“太阳能之城”享誉海内外，籍此，保定已成为全球性保护组织WWF(世界自然基金会)“中国低碳城市发展项目”的首批两个试点城市(另一个为上海)之一。
保定市高新区管委会主任马学禄表示，该市计划用十年左右的时间，建成一个销售收入超千亿、国际化的可再生能源与电力设备产业基地，探索出一条能源可持续利用的区域发展新路，使保定真正成为中国低碳经济发展的倡导者。 选择河北保定作为走近低碳经济实践篇的采访对象之一，是因为保定创了两个“低碳”第一：
一是2008年12月24日，保定市政府向社会公布了《关于建设低碳城市的意见》，与此配套的《保定市低碳城市发展规划纲要(2008—2020年)》(草稿)也由清华大学公共管理学院与保定市发改委联合制定完毕。这是首个以政府文件形式提出的促进低碳城市发展的文本，它标志着保定城市发展步入了以能源节约、新能源推广应用和碳排放降低为主要标志的低碳模式。
二是在河北省年初公布的2008年经济发展统计报告中，保定市的工业增加值增速和地方一般财政收入增速，双双第一次冲上河北第一的位置，其中以新能源为代表的低碳产业增速更是高达40%。
“这让很多人吃惊，但我们自己知道，它绝不是一个偶然现象。”保定市委书记宋太平在接受本报记者独家专访时，以纵横两方面一系事实和数据说明，在国际金融危机的大背景下，保定经济之所以能逆势而上，是区域产业定位准确所致。“依托历史基础，确立以新能源为代表的低碳产业，保定逐步找到了一条既切合实际又具备潜力的低碳发展之路。实践证明，这条路我们走对了。” 选择低碳经济的发展路径，保定是经过深思熟虑的。
保定位于河北省中部，地处京、津、石三角腹地，素有“京畿重地”、“首都南大门”之称。然而，作为大北京都市圈和环渤海经济圈的重要结点，保定的发展既得益于这一区位，同时又受限于这一区位。
“肩负着保护白洋淀、维护京津生态安全以及农副食品供给的重大责任，保定必须要有大局意识。”保定市市长于群在接受采访时说，保定既不能为了发展而牺牲环境，也不能为了保护环境而放弃发展。在这两个重大选择面前，保定必须彻底舍弃高消耗、高污染、粗放型的增长方式，在工业文明和生态文明之间开辟一条“绿色通道”。 保定开始重新审视自己。
保定是中国近代工业的发源地之一，保定的产业基础源于“一五”时期国家在此建立的保定天威、风帆、乐凯等8大企业，涉及机械制造、棉纺、造纸、化工等产业领域。
2000年前后，这些企业普遍存在着发展不景气、效益下滑的现象，而作为全国54个国家级高新技术开发区之一的保定高新区，也面临着产业规模小、缺乏特色和竞争力的困扰。
如何依托高新区，选择既切合当地实际又具有潜力的产业作为发展支撑，成为保定亟须解决的一道难题。保定市委、市政府冷静地分析了自身产业结构和发展优劣势，最终确立了以“新能源和能源设备产业”为突破口、打造新能源产业基地的发展目标。
科学的决策和因地制宜的选择，为保定发展注入了活力，长期徘徊不前的保定高新区第一次实现了“柳暗花明”的飞跃。
类似这样“取”和“舍”的故事，在保定还有很多。
2006年初，保定市委、市政府借鉴美国“硅谷”的发展经验，依托天威、中航惠腾、风帆、英利等一批骨干企业，审时度时地提出打造“中国电谷”的发展目标。这一目标的提出，迅速吸引了包括中国兵装、国电集团、中航集团等在内一批大型企业的产业项目。
“由于当时保定城市总体规划尚在调整中，又加上国家实行最严格的土地政策，‘项目等地’现象非常突出。”于群回忆道，“当时我们高新区已经规划好了文体、会展、行政和商务4大中心，但由于种种原因，这4大中心的5400亩用地一直闲置着。把宝贵的土地资源留给产业项目，还是继续启动这几大中心的建设，成为保定市委、市政府需要尽快做出的一个选择。”经过综合考量，反复权衡，市委、市政府最终做出了“调整4大中心建设用地、优先用于产业发展”的决策。
“这一决策迅速促成了一批产业支撑项目的开工建设，比如总投资30亿元的英利三期工程、总投资126亿元的六九硅业等。这些位于价值链高端的‘大块头’，将为保定在新一轮新能源产业的竞争中赢得更多话语权！”于群信心十足地说。
保定新能源产业的迅速发展，引起社会各界的广泛关注。2008年1月，世界自然基金会正式启动“中国低碳城市发展项目”，保定与上海共同入选首批试点城市；同年4月，世界自然基金会发布了《保定：全球可持续能源生产的“电谷”》的研究报告，充分肯定了保定市在助力中国乃至世界低碳经济发展中所起到的重要作用。2008年12月24日，保定市政府正式发布了《关于建设低碳城市的意见》，“低碳保定”的建设正式启动，“中国电谷·低碳保定”成为保定新的城市名片。
“如果说建设‘中国电谷’更多的是考虑经济增长点的话，‘低碳保定’则是一个全新的发展理念。”于群说，“这一理念的形成，得益于我们对新能源产业所处的时代背景，以及对发展理念更深层次的思考。‘低碳保定’就是要让新能源支撑我们的发展、融入我们的生活、承载我们的未来。” 新能源产业已经成为保定经济发展中增长最快、拉动力最强的支撑产业，因为新能源，保定重新回到了人们的视野
“我有幸到河北保定调研过，那儿的低碳设施让我吃惊，新能源份额占到10%！说保定有一种新能源情结，一点也不为过。”不久前，来自英国兰卡斯特大学一位名叫大卫·泰菲尔德的低碳专家，这样描述他眼中的保定。
中国可再生能源学会常务理事、原保定高新区管委会主任马学禄见证了“中国电谷”从无到有、从小到大的全过程。他告诉记者，在发展可再生能源产业方面，保定已具备了系统的发展思路与产业体系，形成了光电、风电、节电、储电、输变电与电力自动化设备制造六大产业集群，相关企业已超过160家。
保定市发改委副主任李建领给记者展示了一组数据，在国际金融危机的不利环境下，“中国电谷”2008年依然保持了主要经济指标40%以上的增速，实现销售收入260.5亿元，同比增长46%；实现出口创汇9.77亿美元，同比增长82.7%。
在保定“中国电谷”，还诞生了若干个“中国第一”：
这里有我国唯一一家全产业链太阳能光伏电池生产企业————英利新能源有限公司，世界上最大的光伏电站项目62兆瓦葡萄牙茂拉光伏电站就是由该公司承建的，已并网发电。
2008年英利公司实现销售收入85亿元。该公司依然保持着光伏电池每瓦主原料硅和非硅成本消耗量最低的世界纪录。
由15位院士参与成立的我国第一个大功率风力发电叶片研发中心———保定华翼叶风电叶片研发中心也建设在这里，其自主研发的2兆瓦风电叶片已成功下线，3兆瓦海上风机项目已被科技部列为国家科技支撑计划项目。
“中国电谷”已经形成涵盖风电叶片、整机、控制等设备产业体系，其中中航惠腾公司已成为国内最大的风电叶片生产企业，叶片产量突破4000副，国内市场占有率达40%；国电联合动力公司2008年实现100台1.5兆瓦级风电整机生产目标，实现销售收入6亿元，一举进入国内风电整机五强行列。
在节电领域，这里诞生了我国第一套高压大容量电机串级调速系统，以大型电动机节能内馈调速技术、串级调速技术为代表的自主创新项目，将为改善我国大型电动机耗能过高、实现节能减排提供有力技术支撑。“中国电谷”还与华北电力大学建立战略合作关系，共同组建了国内第一家可再生能源学院，为新能源研发提供充足的人才储备。
截至2008年底，中国电谷累计售出光伏产品与风电产品分别为500兆瓦和5089兆瓦，相当于减排二氧化碳1064万吨，为缓解全球气候问题做出了自己的贡献。
在保定，市长于群还有个“新能源市长”的称号————“我很乐意这样的叫法，到保定工作3年来，我明显感受到了人们对于新能源认识的变化与深入，这一点我很欣慰。”
让于群更欣慰的是，在连续多年的发展中，因为新能源，保定重新回到了人们的视野。来自保定市发改委的数据显示：新能源产业占保定市工业的比重约为14%左右，对该市工业的贡献率约为23%，新能源产业已成为保定建设低碳城市的重要支撑。
中国兵装集团、国电集团等一批央企已相继加盟“中国电谷”建设，以国家开发银行为主体的“中国电谷”金融平台建设全面启动，保定先后被科技部、国家发改委等认定为全国唯一的“可再生能源产业化基地”、“新能源产业国家高技术产业基地”。
“再通过10年的努力，我们将把‘中国电谷’建设成一个年销售收入超1000亿元、利税超200亿元的新能源与能源设备产业发展基地，建成国内最大、面向世界的新能源产业领军城市。”于群说。 一方面积极开展节能减排，一方面大力发展新能源产业，推动新能源技术的创新与应用，保定正以建设“太阳能之城”为载体，努力做好低碳经济的“加减法”2007年以前，在保定城西北角，有一片2300多亩的空地，这里集中存放着热电厂产生的2000多万立方米粉煤灰，每到冬春多风季节，西北风卷着黑煤灰直扑市区……
如今，这个被市民称为“黑风口”的地方，正成为保定风电产业的“绿风口”————一个研发、制造、零部件、原材料配套的风电产业园已经初具规模，首期10个项目入园建设，预计投产后可实现产值百亿元。经过治理改造，困扰居民多年的污染也得到了彻底根治，附近西廉粮村村民李金婷高兴地说：“过去一刮风，被子衣服都不敢拿出来晒，现在不落灰了，心里甭提多亮堂！”
一方面积极开展节能减排，实施“蓝天行动”、“碧水计划”和“绿萌行动”。
作为建设低碳城市的重点内容之一，保定2007年提出3年建设“太阳能之城”的目标：通过在全市范围内引导、推广应用太阳能产品，力争到2010年实现节电4.3亿千瓦时目标，减排二氧化碳42.8万吨。
“保定有1100多万人口，财政并不宽裕，但在‘太阳能之城’建设上，我们开动脑筋、多措并举，甚至是‘小题大做’！”保定市市长于群说，自2007年以来，保定在“太阳能之城”建设上已累计完成投资2.57亿元，已有105个居民生活小区完成太阳能应用改造，市区101个主要路口的交通信号灯全部改造成太阳能控制。不久前，世界首座光伏发电与五星级酒店一体化建筑电谷大厦也在保定正式投入使用。 新能源产业的迅速发展、新能源综合应用、节能减排措施的有效实施，为保定市建设低碳城市奠定了坚实的基础。因成绩突出，2008年保定市被科技部授予“国家综合利用太阳能示范城市”称号，在建设低碳城市的目标上，保定又前进了一步。
在此基础上，保定市还从城市生态环境建设、低碳社区建设、低碳化城市交通体系建设等方面入手，创新、完善低碳管理，促进低碳规划的有效实施。由国内低碳领域知名专家学者任顾问、保定市主要领导参与发起的“保定市低碳城市研究会”也即将挂牌成立。
从传统的制造加工业到新兴的新能源产业，从培育、壮大低碳产业到低碳城市建设，保定经历了一个从不自觉到自觉、从陌生到不断深化认识的过程，一个由政府推动、企业实施、全社会共同参与的低碳发展格局正在保定逐步形成。
“在建设低碳保定的框架下，我们不仅要在产业上做好对接，在生活和消费上也要做好对接，这两方面缺一不可。”保定市委书记宋太平强调说。
第二条
第三条 本细则适用于已并入山东电网运行的，由山东电力调度控制中心调管的集中式光伏电站，其他光伏发电设施可参照执行。
第四条
第五条 新建光伏电站自调度机构下达启动试运行通知起6个月内不纳入本细则管理，自第7个月1日起正常参与所有考核及分摊项目。
第六条
扩建光伏电站自调度机构下达启动试运行通知起6个月内有功功率变化和光伏发电功率预测均按本细则规定的20%考核，其余项目正常执行本规则，自第7个月1日起正常参与所有考核及分摊项目。
第七条 光伏电站以调度计划单元为基本结算单元参与本细则。
第八条
第九条 山东能源监管办负责对光伏电站执行本细则及结算情况实施监管。
第一十条
山东电力调度控制中心在山东能源监管办授权下，具体实施光伏电站并网运行管理的日常统计与考核。
第三章 调度管理
第四章
第一十一条 光伏电站应严格服从所属电力调度机构的指挥，迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拖延或者拒绝执行。接受调度指令的并网光伏电站值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布调度指令的值班调度人员报告并说明理由，由值班调度人员决定该指令的执行或者撤销。
第一十二条
出现下列事项之一者，定为违反调度纪律，每次按照全场当月上网电量的1%考核，若考核费用不足4万元，则按4万元进行考核。
（一）未经电力调度机构同意，擅自改变调度管辖范围内一、二次设备的状态、定值，以及与电网安全稳定运行有关的继电保护装置、安全稳定控制装置、有功控制子站、AVC装置等的参数或整定值（危及人身及主设备安全的情况除外，但须向电力调度机构报告）；
（二）拖延或无故拒绝执行调度指令；
（三）不如实反映调度指令执行情况；
（四）不满足每值至少有2人（其中值长1人）具备联系调度业务资格的要求；
（五）现场值长离开工作岗位期间未指定具备联系调度业务资格的接令者；
（六）不执行电力调度机构下达的保证电网安全运行的措施；
（七）调度管辖设备发生事故或异常，10分钟内未向电力调度机构汇报（可先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报）；
（八）在调度管辖设备上发生误操作事故，未在1小时内向电力调度机构汇报事故经过或造假谎报；
（九）未按要求向电力调度机构上报试验申请、方案；
（十）未能按照电力调度机构安排的测试计划开展并网测试，且未在规定时间内上报延期申请；
（十一）其他依据有关法律、法规及规定认定属于违反调度纪律的事项。
第一十三条 光伏电站因频率、电压等电气保护及继电保护装置、安自装置动作导致光伏发电单元解列不允许自启动并网。光伏发电单元再次并网须向值班调度员提出申请，经值班调度员同意并网后，光伏发电单元方可并网。若违反上述规定，每次按照全场当月上网电量的2%考核，考核费用不足8万元，则按8万元进行考核。若违反上述规定，并且光伏发电单元并网于与主网解列的小地区，按照全场当月上网电量的4%考核，考核费用不足16万元，则按16万元进行考核。
第一十四条
第一十五条 光伏电站应按照电力调度机构要求控制有功功率变化值（含正常停机过程）。光伏电站有功功率变化速率应不超过10%装机容量/分钟。此项按日进行考核，10分钟有功功率变化按照时间区间内最大值与最小值之差进行统计。因太阳能辐照度降低而引起的光伏电站有功功率变化超出有功功率变化最大限值的不予考核。变化率超出限值按以下公式计算考核电量：
第一十六条
其中Pi,c为i时段内超限值的功率变化值，Plim为功率变化限值。
第一十七条 当光伏电站因自身原因造成光伏发电单元大面积脱网，一次脱网光伏发电单元总容量超过光伏电站装机容量的30%，每次按照全场当月上网电量的3%考核。若发生光伏发电单元脱网考核且月累计考核费用不足12万元，则按12万元进行考核。
第一十八条
配有储能装置的光伏电站，以上网出口计量点为脱网容量的考核点。
第一十九条 当确需限制光伏电站出力时，光伏电站应严格执行电网调度机构下达的调度计划曲线（含实时调度曲线），超出曲线部分的电量列入考核。
第二十条
按光伏电站结算单元从电力调度机构调度自动化系统实时采集光伏电站的电力，要求在限光时段内实发电力不超计划电力的1%。限光时段内实发电力超出计划电力的允许偏差范围时，超标部分电力的积分电量按2倍统计为考核电量。
配有储能装置的光伏电站，取光伏电站与储能装置实发（受）电力的代数和为限光时段内计划电力的考核值。
第二十一条 光伏电站应开展光伏发电功率预测工作，并按电力调度机构要求将预测结果报电力调度机构。根据光伏电站上报光伏发电功率预测工作开展的需要，采用如下方式进行考核：
第二十二条
（一）光伏电站应在能够准确反映站内辐照度的位置装设足够的辐照度测试仪及附属设备，并按照电力调度机构要求将辐照度测试仪相关测量数据及调度侧光伏发电功率预测建模所需的历史数据传送至电力调度机构，并保证数据准确性。未能按照电力调度机构要求完成辐照度测试仪数据上传或历史数据报送工作的，每月按照全场当月上网电量的1%考核，若考核费用不足4万元，则按4万元进行考核。
（二）光伏电站应及时向电力调度机构报送光伏电站装机容量、可用容量，考核规则如下：
1. 光伏电站装机容量发生变化后，需在24小时内上报电力调度机构，并保证上报准确，每迟报一天扣罚当月全场上网电量的0.1%。
2. 光伏电站可用容量发生变化后，需在4小时内报告电力调度机构，并保证报送数据准确，每迟报1小时扣罚当月全场上网电量的0.1%。
（三）光伏电站应向电力调度机构报送光伏发电功率预测结果，光伏发电功率预测分日前短期预测和日内超短期预测两种方式。
日前短期预测是指对次日0时至24时的光伏发电功率预测预报（遇节假日需在节假日前最后一个工作日上报节假日及节假日后第一个工作日的预测，用于节日方式安排。光伏电站仍需每日按时报送次日光伏发电功率预测），日内超短期预测是指自上报时刻起未来15分钟至4小时的预测预报。两者时间分辨率均为15分钟。调度机构对光伏电站功率预测上报率、准确率进行考核。光伏发电受限时段准确率不计入考核统计。
1. 日前短期光伏发电功率预测
光伏电站每日9点前向电网调度机构提交次日0时到24时每15分钟共96个时间节点光伏发电有功功率预测数据和开机容量（遇节假日需在节假日前最后一个工作日12点前上报节假日及节假日后第一个工作日的预测，用于节日方式安排。光伏电站仍需每日按时报送次日光伏发电功率预测）。
（1）光伏电站功率预测上报率应达到100%，少报一次扣罚当月全场上网电量的0.1%。日前短期功率预测上报率按日进行统计，按月进行考核。
（2）光伏电站日前短期预测准确率应大于等于85%，小于85%时，按以下公式考核。日前短期功率预测准确率按日进行统计，按月进行考核。
准确率=（）×100%
日前短期准确率考核电量=(85%－准确率)×PN×1（小时）
其中：PMi为i时刻的实际功率，PPi为i时刻的日前短期功率预测值，Cap为光伏电站总装机容量，n为样本个数，PN为光伏电站装机容量（单位：兆瓦）。
（3）光伏电站日前短期预测合格率应大于80%，小于80%时，按以下公式考核。日前短期光功率预测合格率按日进行统计，按月进行考核。
合格率=×100%
日前短期合格率考核电量=(80%－合格率)×PN×1（小时）
其中：Qi为i时刻的预测合格情况。计算公式如下：
2. 日内超短期光伏发电功率预测
（1）光伏电站日内超短期功率预测上报率应达到100%，少报一次扣罚当月全场上网电量的0.1%。日内超短期功率预测上报率按月进行考核，全月累计考核电量的最大值不超过光伏电站当月上网电量的3%。
（2）光伏电站日内超短期功率预测第4小时的准确率应大于等于90%，小于90%时，按以下公式考核。日内超短期功率预测准确率按日进行统计，按月进行考核。
准确率=（）×100%
日内超短期准确率考核费用=(90%－准确率)×PN×1（小时）
其中：PMi为i时刻的实际功率，PUi为4小时前的日内超短期功率预测的i时刻功率值，Cap为光伏电站总装机容量，n为样本个数，PN为光伏电站装机容量（单位：兆瓦）。
（3）光伏电站日内超短期功率预测第4小时的合格率应大于85%，小于85%时，按以下公式考核。日内超短期功率预测合格率按日进行统计，按月进行考核。
合格率=×100%
日内超短期合格率考核电量=(85%－合格率)×PN×1（小时）
其中：Qi为i时刻的预测合格情况。计算公式如下：
第五章 技术管理
第六章
第二十三条 光伏发电单元应具备电网规定要求的零电压穿越能力。在光伏电站内同一型号光伏发电单元未在能源监管机构要求的期限内完成零电压穿越改造，或已完成现场改造计划但未在6个月内完成检测认证的光伏发电单元视为不具备零电压穿越能力，禁止并网。
第二十四条
若具备检测条件的光伏电站光伏发电电源现场检测不合格，或经现场抽检合格后仍在低电压穿越范围内发生脱网，自脱网时刻起该光伏电站同型机组禁止并网，直至完成低电压穿越改造。同时在该光伏电站同型机组重新完成整改并提供检测认证报告前，当月按以下公式考核：
第二十五条 光伏电站应配备动态无功补偿装置，并具备自动电压调节功能。
第二十六条
（一）若光伏电站内无动态无功补偿装置（动态无功补偿装置主要包括MCR型、TCR型SVC和SVG），在场内动态无功补偿装置安装投入运行前，每月按当月上网电量的2%考核。
（二）光伏电站应按照接入系统审查意见、《光伏电站接入电力系统技术规定》GB/T 19963-2012、《光伏电站无功补偿技术规范》NB/T 29321-2012等有关要求配置动态无功补偿装置，动态无功补偿装置性能（包括容量配置和调节速率）不满足电网要求的光伏电站在完成整改前，每月按当月上网电量的1%考核。
光伏电站的动态无功补偿装置应投入自动运行，电力调度机构按月统计各光伏电站动态无功补偿装置月投入自动可用率λ可用，计算公式如下：
λ可用=每台装置投入自动可用小时数之和/（升压站带电小时数×装置台数）
动态无功补偿装置月投入自动可用率以95%为合格标准，低于95%的光伏电站考核电量按如下公式计算：
可用率考核电量=
Wa为该光伏电站当月上网电量。
继续阅读 先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报）；
（八）在调度管辖设备上发生误操作事故，未在1小时内向电力调度机构汇报事故经过或造假谎报；
（九）未按要求向电力调度机构上报试验申请、方案；
（十）未能按照电力调度机构安排的测试计划开展并网测试，且未在规定时间内上报延期申请；
（十一）其他依据有关法律、法规及规定认定属于违反调度纪律的事项。
第一十三条 光伏电站因频率、电压等
法律依据：
《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》
一、积极推进平价上网项目建设
各省级能源主管部门会同各派出能源监管机构按照《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）要求，研究论证本地区建设风电、光伏发电平价上网项目的条件，在组织电网企业论证并落实平价上网项目的电力送出和消纳条件基础上，优先推进平价上网项目建设。
二、严格规范补贴项目竞争配置
各省级能源主管部门应按照国家可再生能源“十三五”相关规划和本区域电力消纳能力，分别按风电和光伏发电项目竞争配置工作方案确定需纳入国家补贴范围的项目。竞争配置工作方案应严格落实公开公平公正的原则，将上网电价作为重要竞争条件，优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目。各派出能源监管机构加强对各省（区、市）风电、光伏发电项目竞争配置的监督。
