总体要求与目标 - 到2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足，满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求[4] - 到2035年基本建成适配高比例新能源的新型电力系统，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用[4] - 坚持系统观念、分类施策、多元消纳、市场引导、安全为基、创新驱动的指导原则[4] 新能源开发与消纳分类引导 - 统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳，通过新能源集成发展、东部产业梯度转移、西部挖掘消纳潜力促进规模化就地消纳[5] - 优化水风光基地一体化开发与消纳，依托西南大型水电基地优化配置新能源，对存量水电外送通道合理增配新能源[5] - 推动海上风电规范有序开发，科学布局近海与深远海风电，集约化布局海缆廊道和登陆点，主要在沿海地区就近消纳[5] - 科学高效推动省内集中式新能源开发，结合可再生能源电力消纳责任权重落实要求优化开发结构与建设节奏[6] - 积极拓展分布式新能源开发空间，挖掘资源潜力，增强自调节能力，提高自发自用比例，修订接网承载力评估标准[6] 新能源消纳新模式新业态创新 - 创新新能源集成发展模式，支持“沙戈荒”等资源富集地区加强产业链协同，建立集成发展产业体系，提升新能源装备制造绿电应用水平[7] - 推动新能源与产业融合发展，推进东部产业梯度转移和西部清洁能源优势地区高载能产业转移，鼓励传统产业创新工艺流程提升负荷灵活性[7] - 支持新能源就近消纳新业态发展，推动源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等模式健康可持续发展，分类制定支持政策和技术标准[8] 新型电力系统适配能力增强 - 加快提升系统调节能力，积极推进流域龙头水库电站建设、水电扩机增容、抽水蓄能电站建设、新型储能建设，适度布局调峰气电和光热电站[9] - 提高电网对新能源接纳能力，加快构建主配微协同的新型电网平台，优化全国电力流向，扩大新能源资源配置范围，提升跨省跨区输电通道规模[10] - 优化新能源调控模式，构建新型电力调度体系，厘清调度机构、各级电网、新能源的调控关系和职责范围，探索新能源基地集群协同调控模式[11] - 强化新型电力系统安全治理，加强新能源基地规划阶段电网安全稳定分析和运行阶段管理，深化有源配电网运行风险管控[12] 全国统一电力市场体系完善 - 拓展多层次新能源消纳市场化体系，缩短中长期交易周期，推广多年期购电协议机制，充分发挥现货市场功能，完善用户侧参与现货市场交易机制[13] - 完善适应新能源参与电力市场的规则体系，推动新能源基地一体化模式参与市场交易，支持分布式新能源、储能等新型主体通过聚合等模式参与市场[14] - 创新促进新能源消纳的价格机制，建立完善跨省跨区新能源送电价格形成和调整机制，提升跨省跨区通道输电价格机制灵活性[15] 技术创新支撑 - 突破新能源高效发电利用技术，加强高效低成本光伏、风电技术研发，试点建设超大功率深远海风电机组，提升新能源功率预测精度[16] - 攻关系统灵活调节技术，创新应用液流电池、压缩空气储能等多种技术路线，加快突破大容量长时储能技术，推动新建抽水蓄能电站具备变速调节能力[17] - 强化电网运行技术，加强高比例可再生能源电力系统高效仿真和稳定运行控制技术研究，试点试验高比例新能源特高压柔性直流输电等技术[18] - 升级智能化调控技术，加快人工智能、大数据等技术在主配微网协同中的应用，推广应用状态感知技术，提升电网对分散资源的动态感知能力[19] 保障措施与管理机制 - 优化新能源消纳管理机制，在五年电力发展规划中分档设置不同地区新能源利用率目标，完善新能源消纳评估方法，推动向综合评价指标体系转变[15] - 明确责任分工，省级能源主管部门是统筹保障本地区新能源消纳的责任主体，电网企业是保障新能源接网与调控运行的主要责任单位[16] - 强化监测监管与目标执行，建立新能源“规划—建设—并网—消纳”全周期监测预警机制，国家能源局派出机构进行常态化监管[16]