全国电力市场交易概况 - 1至10月全国累计电力市场交易电量达54920亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重为63.7%，同比提升1.5个百分点 [1] - 前10月绿电交易电量为2627亿千瓦时，同比增长39.4% [1] - 10月单月全国电力市场交易电量达5638亿千瓦时，同比增长15.6% [1] 交易范围分析 - 1至10月省内交易电量为41659亿千瓦时，同比增长6.6% [1] - 1至10月跨省跨区交易电量为13261亿千瓦时，同比增长12.5% [1] - 10月单月省内交易电量为4377亿千瓦时，同比增长15.4%；跨省跨区交易电量为1261亿千瓦时，同比增长16.2% [1] 交易品种结构 - 1至10月中长期交易电量为52681亿千瓦时；现货交易电量为2239亿千瓦时 [1] - 10月单月中长期交易电量为5231亿千瓦时；现货交易电量为407亿千瓦时 [1] - 10月单月绿电交易电量为283亿千瓦时，同比增长28.4% [1]

政策总体目标 - 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[1][7] - 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[1][7][8] - 新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提升，电力市场促进新能源消纳机制更加健全[1][7] 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，重点在沙漠、戈壁、荒漠等地区合理布局外送基地，通过东部产业梯度转移和西部消纳潜力挖掘实现规模化就地消纳[2][9] - 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提升通道利用水平[2][9] - 推动海上风电规范有序开发，继续推动近海风电开发，有序推动深远海风电基地建设，主要在沿海地区就近消纳[2][9] - 科学布局省内集中式新能源，加强调节能力建设提升电网承载力[3][10] - 积极拓展分布式新能源开发空间，提高自发自用比例，修订接网承载力评估标准释放可开放容量[3][10] 新能源消纳新模式新业态 - 创新新能源集成发展模式，支持"沙戈荒"等地区加强新能源上下游产业链协同，实现"以绿造绿"[11] - 推动新能源与产业融合发展，鼓励高载能产业向西部清洁能源优势地区转移，加强新能源与算力设施协同规划[12] - 支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等新能源就近消纳新业态发展，新能源弃电不纳入统计[12] 新型电力系统适配能力建设 - 加快提升系统调节能力，推进抽水蓄能电站建设、新型储能建设、调峰气电布局和光热电站建设[13] - 提高电网对新能源接纳能力，构建主配微协同新型电网平台，扩大跨省跨区输电通道规模[13] - 优化新能源调控模式，构建新型电力调度体系，探索新能源基地集群协同调控模式[14] - 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[15] 全国统一电力市场体系 - 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[16] - 完善适应新能源参与市场的规则体系，推动新能源基地一体化模式参与市场交易[17] - 创新促进新能源消纳的价格机制，建立跨省跨区新能源送电价格形成机制，完善调节性资源容量电价机制[17] 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[18] - 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[19] - 强化电网运行技术，研究高比例可再生能源电力系统稳定运行控制技术[19] - 升级智能化调控技术，加快人工智能大数据技术在电网协同中的应用[19]

电力现货市场建设政策推进 - 国家明确2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖并全面开展连续结算运行的目标，湖北、浙江等省份转入正式运行，16个省份启动连续结算试运行 [2] - 跨电网经营区常态化电力交易机制方案建立交易结算“软联通”机制，实现平台互联互通和注册信息“一地注册、全国共享” [2] - 《电力市场计量结算基本规则》要求实现“日清月结”，交易机构需在每月第8个工作日前出具结算依据，电网企业10个工作日内发行电费账单 [3] 电力市场交易规模与增长 - 2025年1—9月全国累计完成电力市场交易电量49239亿千瓦时，同比增长7.2% [3] - 同期跨省跨区交易电量达11950亿千瓦时，同比增长12.1%，现货交易电量为2005亿千瓦时 [3] - 绿电交易电量2348亿千瓦时，同比增长40.6% [3] 现货市场运行机制与成效 - 南方区域电力市场实现每15分钟动态调价，2024年11月完成全国首个全区域全月现货结算试运行 [3] - 浙江通过“日前+实时”双轨制结算，2024年省间现货购电达102亿千瓦时，同比增长44%，购电成本较省内燃气发电低31%，年节约成本2.26亿元 [4] - 2025年度夏期间全国省间电力现货交易高峰时段成交均价达0.77元/千瓦时，较中长期交易均价高105% [4] 技术创新与系统支撑 - 两大电网联合构建的智能结算系统实现6000多节点电网模型精准测算和含150万个约束条件的数学模型快速出清与核算 [5] - 跨电网交易结算差错率已降至0.03%以下，远低于行业平均水平 [5] - 跨网交易验证了“数据互认、联合清分、各自出单”结算模式的可行性 [5] 对企业与城市发展的影响 - 浙江创新“签约价与全省均价取低值”结算机制，2024年已有5308家企业触发该机制，有企业电费降低8% [5][6] - 现货机制提升供电韧性，2025年台风期间浙江现货市场1200万千瓦调节出力快速响应，上海虚拟电厂单次最大削峰116万千瓦 [6] - 跨区结算推动能源转型，2024年浙江绿电交易量超100亿千瓦时，分布式新能源占比达20%，全省清洁能源消费占比提升至42% [6] 市场覆盖与未来方向 - 随着四川、重庆、青海转入连续结算试运行，省级电力现货市场已实现基本全覆盖 [6] - 未来需扩大用户侧参与范围，完善售电公司、电力用户直接参与省间现货交易的结算规则，并加强技术支持系统建设 [7]

合作背景与高层会谈 - 内蒙古电力集团总经理张晓虎带队赴南方电网公司调研交流，双方举行高层会谈 [1] - 南方电网公司总经理钱朝阳对内蒙古电力集团的长期支持表示感谢 [1] - 双方合作基础深厚，旨在更好融入和服务国家重大战略 [1] 南方电网公司战略方向 - 南方电网公司深入学习贯彻党的二十届四中全会精神，加快建设新型能源体系和新型电力系统 [1] - 公司全面融入全国统一电力市场建设 [1] - 展望“十五五”期间，希望与内蒙古电力集团在电力市场、科技创新、国际业务领域加大合作 [1] 内蒙古电力集团合作意向 - 内蒙古电力集团坚决贯彻党的二十届四中全会战略部署，认真谋划明年及“十五五”期间重大任务和重点项目 [2] - 集团希望与南方电网在市场对接、直流输电、抽蓄建设、数字化转型、电碳融合、产业发展等领域深化战略合作 [2] - 合作目标为加快推动企业高质量发展，为推进中国式现代化提供电力支撑 [2] 具体合作领域与成果 - 调研交流涵盖能源政策研究、电网规划建设、电力交易外送、生产智能运检、新兴产业发展及新型储能、零碳园区、虚拟电厂、数智转型等领域 [4] - 内蒙古电力交易公司与广州电力交易中心签署合作备忘录，涉及绿电绿证跨区交易、市场体系建设研究、干部人才培养锻炼 [4] - 内蒙古电力经研院与广东电网规划研究中心签署“柔性直流技术”合作协议 [4]

政策背景与战略目标 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发指导意见，明确提出构建全国统一电力市场体系的战略目标，旨在实现电力资源跨区域共享互济与优化配置[1] - 政策强调需提升电力系统稳定性和灵活调节能力，推动形成具有中国特色的新能源消纳能力强的新型电力系统[1] - 地方电网与增量配电网被定位为配电网体系核心组成部分，肩负探索体制机制改革路径和创新新能源就地消纳商业模式的重要使命[1] 论坛核心议题与目标 - 论坛主题为“融入全国统一电力市场，服务地方高质量发展”，深度聚焦地方电网与配电网在全国统一电力市场建设中的战略定位与实践路径探索[2] - 活动将系统探讨地方电网与增量配电网在融入全国统一电力市场过程中取得的阶段性成果，并剖析当前面临的体制机制瓶颈及市场机制衔接等关键问题[2] - 论坛目标在于推动地方电网和配电网高质量发展，以更好发挥其在服务地方经济高质量发展中的作用[2] 参会人员与活动安排 - 论坛将汇聚能源电力领域专家学者、园区管委会负责人、地方电网企业、增量配电项目业主，并邀请新能源企业、燃气分布式开发企业、综合能源服务企业等参会[2][5] - 论坛活动包括中国能源产业发展年会主论坛、地方电网与配电圆桌论坛公开会议以及理事会闭门会议[4][5] - 参会人员限定为单位副总以上负责人，每单位限1至2人，需提前报名且谢绝“空降”[5]

绿电交易事件 - 2024年10月，内蒙古通过市场化交易向海南输送833.5万千瓦时清洁电力，距离超过3000公里，为内蒙古绿电首次到达海南[1] - 此次交易区别于优先计划送电模式，采用纯市场化交易，由北京和广州电力交易中心共同组织，利用跨区跨省输电通道完成[1] - 交易成功依托跨区域输电通道剩余空间，精准匹配海南在“十一”假期用电高峰期的清洁能源需求，通过市场化方式实现全国电力优化配置[1] 内蒙古绿电资源与交易进展 - 内蒙古风光资源富集，全区新能源装机规模超过1.5亿千瓦，有大量富余绿电可供外送[1] - 内蒙古电网外送绿电已覆盖华北、华东、华中、华南四大区域，标志着其多边交易全面融入全国统一电力市场[2] - 截至目前，内蒙古电网已与10个省市建立跨省跨区中长期交易机制，2024年已完成跨省跨区新能源交易总量7.05亿千瓦时[2] 全国统一电力市场建设 - 跨区域绿电交易是我国加快推进全国统一电力市场建设的缩影，旨在破除阻碍全国统一大市场建设的卡点堵点[1] - 内蒙古在绿电交易领域取得多项突破，包括2024年5月促成首笔蒙西送华北绿电交易，6月实现“三网”联动的大范围跨经营区交易，9月与湖北达成233万千瓦时交易，首次实现与华中地区跨区域绿电交易[2] 新型电力系统支撑 - 跨区域绿电交易规模扩大依赖新型电力系统支撑，国家在内蒙古布局多条特高压输电通道，能以极高效率和极低损耗远距离输送电力[2] - 智能电网和储能技术的发展增强了电网对波动性风光电的消纳能力，为跨区域绿电外送提供强大的系统调度能力[2]

全国统一电力市场建设进展 - 内蒙古清洁电力通过纯市场化交易实现首次送达海南，交易电量为833.5万千瓦时，输送距离达3000公里 [1] - 此次交易由北京和广州电力交易中心共同组织，利用跨区跨省输电通道，是内蒙古电网与海南电网间的跨经营区新能源交易 [1] - 交易模式区别于优先计划送电，标志着全国范围内电力优化配置通过市场化方式实现 [1] 跨区域绿电交易的驱动力与基础支撑 - 内蒙古新能源装机规模超1.5亿千瓦，拥有大量富余绿电可供外送，而海南在"十一"假期用电高峰期存在电力缺口，形成供需匹配 [1] - 国家在内蒙古布局多条特高压输电通道，作为电力输送的"超级高速公路"，实现高效低损耗远距离输电 [2] - 智能电网和储能技术的发展增强了电网对波动性风光电的消纳能力，为跨区域绿电外送提供强大系统调度能力 [2] 内蒙古绿电交易成果与市场拓展 - 内蒙古电网外送绿电已覆盖华北、华东、华中、华南四大区域，标志着其多边交易全面融入全国统一电力市场 [2] - 截至目前，内蒙古电网已与10个省市建立跨省跨区中长期交易机制，今年已完成跨省跨区新能源交易总量7.05亿千瓦时 [2] - 今年以来取得多项突破，包括5月首笔蒙西送华北绿电交易，6月实现多通道大范围跨经营区交易，9月与湖北达成233万千瓦时交易，首次实现与华中地区跨区域绿电交易 [2] 未来发展方向 - 作为国家重要能源基地，内蒙古将继续优化绿电外送交易机制，主动开展省间合作，加强省间余缺互济 [3] - 此举旨在落实国家"双碳"战略，构建"全国电力一盘棋"格局 [3]

核心观点 - 国家发展改革委和国家能源局发布指导意见，旨在建立多层次新能源消纳调控体系，目标是到2030年新增用电量主要由新能源满足，每年新增2亿千瓦以上新能源消纳需求，助力碳达峰[1][3] - 到2035年，适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，新能源消纳调控体系进一步完善，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用[3] 分类引导新能源开发与消纳 - 统筹"沙戈荒"新能源基地外送与就地消纳，推动外送与就地消纳并举，提高基地经济性，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][6] - 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提升通道利用水平[6] - 推动海上风电规范有序开发与消纳，科学布局近海和深远海风电，集约化布局海缆廊道和登陆点实现集中送出，主要在沿海地区就近消纳[6] - 科学高效推动省内集中式新能源开发与消纳，结合资源条件、用电增长和可再生能源消纳责任权重优化开发结构和节奏，加强调节能力建设和电网承载力[6] - 积极拓展分布式新能源开发与消纳空间，挖掘资源潜力增强自调节能力，修订接网承载力评估标准释放公共电网可开放容量[7] 新能源消纳新模式新业态创新发展 - 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，统筹布局绿氢等绿色燃料产业推进零碳园区建设[9] - 推动新能源与产业融合发展，推进东部产业梯度转移和新能源基地就地消纳协同对接，推动高载能产业向西部清洁能源优势地区转移，鼓励传统产业提升负荷灵活性使用新能源，支持战略性新兴产业与新能源融合发展，加强新能源与算力设施协同规划[9] - 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、智能微电网等新业态健康可持续发展，支持新能源就近接入提升绿电消费水平，分类制定支持政策提升自平衡能力[10] 增强新型电力系统适配能力 - 加快提升系统调节能力，推进流域龙头水库电站建设和水电扩机增容改造，加快抽水蓄能电站建设，大力推进新型储能建设挖掘新能源配建储能潜力，适度布局调峰气电因地制宜建设光热电站，推进煤电转型升级发挥虚拟电厂和车网互动作用[13] - 提高电网对新能源接纳能力，加快构建主配微协同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，合理布局灵活互济电网工程提升互济能力，加强主网架建设推动配电网改造和智能化升级[13] - 优化新能源调控模式，构建新型电力调度体系厘清调控关系和职责范围加强市县调度机构力量，探索新能源基地集群协同调控模式加快新能源与储能一体化出力曲线调用，修订调度管理制度加强监管[14] - 强化新型电力系统安全治理，加强新能源基地规划阶段和运行阶段电网安全稳定管理，深化有源配电网运行风险管控建立健全风险识别体系，完善新能源及新型并网主体涉网安全管理制度加强全周期管控[14] 完善全国统一电力市场体系 - 拓展多层次新能源消纳市场化体系，缩短中长期交易周期实现灵活连续交易推广多年期购电协议，发挥现货市场功能衔接需求侧响应完善用户侧参与机制，合理设置辅助服务交易品种完善费用疏导机制，以省间中长期和现货交易推进跨电网经营区常态化交易[16] - 完善适应新能源参与电力市场的规则体系，推动"沙戈荒"和水风光基地一体化模式参与市场交易，支持分布式新能源等新型主体通过聚合等方式参与市场，研究推动新能源参与跨省跨区直接交易，构建符合新能源特性的市场报价方式完善限价机制，推动绿证市场高质量发展推进"电—证—碳"协同[17] - 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通道输电价格灵活性，研究海上风电送出工程价格机制落实就近消纳电价机制，健全调节性资源容量电价机制加快价格信号传导至终端用户完善分时零售价格机制研究居民分时电价[17] 强化技术创新支撑 - 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超大功率深远海风电机组，提升新能源超短期到中长期功率预测精度[19] - 攻关系统灵活调节技术，创新应用液流电池等多种储能技术路线突破大容量长时储能技术，推动新建抽水蓄能具备变速调节能力深化虚拟电厂技术应用扩大新型负荷调节技术，加快新一代煤电试点推广[19] - 强化电网运行技术，加强高比例可再生能源电力系统仿真和稳定运行控制技术研究，试点高比例新能源特高压柔性直流输电等技术提升新能源基地电源汇集技术水平，推广构网型控制技术提高新能源涉网性能加快修订并网标准[19] - 升级智能化调控技术，加快人工智能等先进技术在电网协同中的应用推广状态感知技术提升动态感知能力，应用源网荷储资源聚合控制技术完善新能源基地协同调控[19] 保障措施 - 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新能源利用率目标科学统筹发展与消纳，完善消纳评估方法向综合评价指标体系转变，各省级部门制定年度目标及开发方案统筹确定新增规模，落实可再生能源消费最低比重加快建立绿证消费机制[21][22] - 明确责任分工，国家发展改革委和能源局统筹推进工作指导各省优化目标，省级能源主管部门是保障本地区消纳的责任主体组织落实举措，电网企业是保障接网与运行的主要责任单位加强电网建设，发电企业提升可靠替代能力加强调节资源建设[22] - 强化监测监管与目标执行，优化新能源利用率统计发布完善监测统计管理办法，各省级部门建立全周期监测预警机制分析消纳情况，国家能源局派出机构进行常态化监管重大事项及时报告[23]

核心观点 - 政策旨在构建新型电力系统，到2030年基本建立多层次新能源消纳调控体系，满足每年新增2亿千瓦以上新能源消纳需求[4] - 到2035年，适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用[1][4] 总体要求 - 坚持系统观念、分类施策、多元消纳、市场引导、安全为基、创新驱动的原则[4] - 2030年目标：新增用电量需求主要由新增新能源发电满足，新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提升[4] - 2035年目标：新能源在全国范围内实现优化配置和高效消纳[4] 分类引导新能源开发与消纳 - 统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳，建立送受端责任体系，促进规模化就地消纳[5] - 优化水风光基地一体化开发，合理增配新能源以提升外送通道利用水平[6] - 科学布局海上风电，近海与深远海有序开发，集约化布局输电网络，主要在沿海地区就近消纳[6] - 科学布局省内集中式新能源，优化开发结构和建设节奏，加强调节能力与电网承载力建设[6] - 积极拓展分布式新能源开发空间，挖掘资源潜力，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发展 - 创新新能源集成发展模式，支持资源富集地区建立产业体系，推进“以绿造绿”和零碳园区建设[7] - 推动新能源与产业融合，鼓励高载能产业向西部清洁能源优势地区转移，提升负荷灵活性[7] - 支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等就近消纳新业态发展，提升工业园区等绿电消费水平[8] 增强新型电力系统适配能力 - 加快提升系统调节能力，推进抽水蓄能、新型储能、调峰气电建设，拓展虚拟电厂和车网互动应用[9] - 提高电网接纳能力，构建主配微协同新型电网，扩大跨省跨区输电通道规模，推动配电网智能化升级[10] - 优化新能源调控模式，构建新型电力调度体系，加强市级、县级调度机构力量，探索基地集群协同调控[11] - 强化新型电力系统安全治理，加强电网安全稳定分析和风险管控，完善涉网安全管理制度[11] 完善全国统一电力市场体系 - 拓展多层次市场化体系，缩短中长期交易周期，发挥现货市场功能，完善辅助服务交易品种[12] - 完善市场规则体系，推动新型主体参与市场，研究跨省跨区直接交易，推动绿证市场高质量发展[13] - 创新价格机制，完善跨省跨区送电价格形成机制，健全调节性资源容量电价机制，加快分时电价传导[13] 强化技术创新支撑 - 突破高效低成本光伏、风电技术，提升新能源功率预测精度[14] - 攻关系统灵活调节技术，突破大容量长时储能，推动虚拟电厂和新型负荷调节技术应用[14] - 强化电网运行技术，研究高比例可再生能源稳定控制，试点柔性直流输电，推广构网型控制技术[14] - 升级智能化调控技术，应用人工智能、大数据提升主配微网协同和资源聚合控制能力[14] 保障措施 - 优化新能源消纳管理机制，在电力发展规划中分档设置利用率目标，完善消纳评估方法[15] - 明确责任分工，省级能源主管部门为责任主体，电网企业负责接网与调控，发电企业提升可靠替代能力[15] - 强化监测监管与目标执行，建立全周期监测预警机制，对政策措施落实进行常态化监管[15]

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]