国家能源局就《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见》征求意见。意见提出，持续完善电网主网架，补强电网建设短板，推进柔性直流、智能电网建设，充分发挥电网消纳平台作用。推动大容量、高安全和可靠性储能发展应用。推动自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节。鼓励建设新一代电网友好型新能源电站，探索市场化商业模式，开展源、网、荷一体化运营示范，通过合理优化风电、光伏、电储能配比和系统设计，在保障新能源高效消纳利用的同时，为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力。全文如下：

　　关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见 （征求意见稿）

　　提高清洁能源消纳水平是贯彻能源生产和消费革命战略的重要举措。近年来，各级政府有关部门和能源企业认真落实《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》等文件要求，清洁能源消纳状况显著改善。但随着清洁能源规模不断扩大，消纳成果还不稳固，局部地区、局部时段消纳问题依然存在。为贯彻落实习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略，建立健全清洁能源消纳长效机制，促进风电、光伏发电、水电、核电等清洁能源高质量发展，现提出以下指导意见。

　　一、构建以消纳为核心的清洁能源发展机制

　　（一）科学确定清洁能源利用率目标。以保障电力系统安全高效经济运行为基础，综合考虑各地区资源禀赋、清洁能源开发成本、电力系统消纳条件和消纳成本等因素，合理制定清洁能源利用率目标，稳步提升清洁能源电量在能源消费中的占比，促进清洁能源健康有序发展。国家能源局组织相关技术机构，会同省级能源主管部门、电网企业、发电企业，合理确定各省级电网清洁能源利用率目标，定期发布并适时动态调整，为电力系统规划发展和运行决策提供指导。

　　（二）加强清洁能源消纳能力分析。各级电网企业应结合当地电力发展规划和电力系统运行情况，进行清洁能源消纳能力分析和消纳空间测算，以各省级电网清洁能源利用率目标为约束，提出经营区清洁能源可接网消纳规模、预计利用率水平，明确测算边界条件和并网消纳受限原因，提出清洁能源发展建议，相关结果及时向地方能源主管部门报告。国家电网公司、南方电网公司及省属地方电网企业按年度向国家能源局报送本经营区各省级行政区域清洁能源消纳空间的三年滚动测算情况，国家能源局委托相关技术机构进行评估，并组织省级能源主管部门、各派出监管机构、电网企业、发电企业进行会商，结果及时向社会公开发布。如遇重大边界条件变化，及时研究调整。

　　（三）统筹推进源网荷协调发展。国家能源主管部门研究制定各类电源中长期发展规划目标，各级能源主管部门组织定期会商，建立健全规划执行约束机制，以及规划目标和年度建设规模统筹机制，推进电源和电网、常规电源和清洁能源协调发展，确保衔接一致。新增清洁能源项目要严格落实电力系统消纳条件，考虑清洁能源消纳空间，合理确定规模、布局和时序，并网前原则上应与电网企业签订并网调度协议，按电力市场规则与地方政府或电力用户签订中长期购售电协议。清洁能源项目与配套电网工程要同步规划、同步建设、同步运行，创新清洁能源项目和配套电网工程核准机制，提高核准效率，提升清洁能源并网时效性。

　　二、加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制

　　（四）完善辅助服务机制。深入推进各省、区域电力辅助服务市场建设，实现电力辅助服务市场全覆盖。电力现货试点地区要加快配套调频、备用市场建设。丰富辅助服务参与主体，推动电储能、需求侧响应等参与。完善辅助服务补偿机制，合理加大补偿力度，推动电力用户参与承担费用，激励各类灵活性资源主动提供辅助服务。国家能源局各派出监管机构会同发电企业、电网企业定期开展监管区域内各类灵活性资源调节、黑启动成本分析，评估对清洁能源消纳贡献，定期向社会公布。

　　（五）完善电力中长期交易市场。推进各地区电力中长期交易在市场规则、品种、时序等方面融合，加快推进跨省跨区优先发电计划放开，不断健全省间市场交易机制，创新有利于清洁能源消纳的交易品种，扩大清洁能源消纳空间。推动适应区域经济一体化要求的电力市场建设，具备条件地区要加快建立区域电力市场，研究构建全国统一电力交易组织体系。