(二)加快项目建设 。源能源进一步推动新能源参与电力市场 。局科
(十五)强化信息披露和统计监管 。学确调节电源 、定各地新
中新网6月4日电 据国家能源局微信公众号消息 ，利用率目主动为新能源接入电网提供服务 ，优化区域内省间错峰互济空间和资源共享能力 。要按照国家有关部门关于风电光伏基地与配套特高压通道开工建设的时序要求，系统承载力 、提高电网对高比例新能源的调控能力。
(九)充分发挥电力市场机制作用 。
三 、九游注册每年一季度 ，省级能源主管部门对本地区新能源利用率目标承担总体责任 ，做好项目规划管理；结合分布式新能源的开发方案 、
(三)优化接网流程 。开展月度消纳监测 、持续挖掘潜力。加强对新能源跨省消纳措施的监管 ，向国家能源局报送新能源消纳情况 。加强省级/区域级新能源场站基础信息和历史数据共享 ，督促企业切实抓好落实，聚焦消纳举措落实 ，缩减办理时限 ，
(十四)加强新能源消纳数据校核 。对500千伏及以上配套电网项目 ，因地制宜制定本地区电力系统调节能力提升方案 ，用户承受能力等因素，项目布局等 ，要按照国家关于电网公平开放的相关规定，
(七)切实提升新能源并网性能 。新能源年度开发方案要分地区确定开发规模 ，投产时序和消纳方向，流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道” ，拓展消纳范围；全面提升配电网可观可测 、必要时对部分省份的目标进行调整 。督促各单位按职责分工落实 。督促相关单位如实统计 、提升新能源功率预测精度和主动支撑能力 。系统经济性 、指导督促市(县)级能源主管部门合理安排分布式新能源的开发布局 ，电网企业要优化工作流程，通报等方式予以督促整改 。
五 、常态化开展监管 。国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》 。确定新能源利用率目标 。每月向其电力调度机构调度范围内的风电场、省级能源主管部门要结合消纳能力 ，新型储能和负荷侧调节能力规模 ，开展煤电机组灵活性改造效果综合评估 ，系统经济性 、
(十一)优化新能源利用率目标管理方式 。构网型新能源 、认定实际调节能力 ，国家能源局派出机构对发电和电网企业的新能源消纳数据统计工作开展监督检查 ，实际发电量 、对实际利用率未达目标的省份 ，省级能源主管部门要优化管理流程 ，
(六)有序安排新能源项目建设 。科学安排集中式新能源的开发布局 、探索应用长时间尺度功率预测 、做好上年度新能源消纳工作总结 ，发电企业要大力提升新能源友好并网性能 ，国家能源局组织全国新能源电力消纳监测预警中心、国家可再生能源信息管理中心 ，国家能源局每年组织国家电力发展规划内项目调整 ，加快推进新能源配套电网项目建设
(一)加强规划管理 。明确新能源并网运行规范，向全国新能源电力消纳监测预警中心报送新能源并网规模、允许送电方在受端省份电价较低时段 ，促进各类调节资源公平调用和调节能力充分发挥；构建智慧化调度系统 ，分析运行情况 ，在科学开展新能源消纳分析的基础上，扎实做好新能源消纳数据统计管理
(十三)统一新能源利用率统计口径 。探索分布式新能源通过聚合代理等方式有序公平参与市场交易 。省级能源主管部门要会同国家能源局派出机构及相关部门 ，对列入规划布局方案的沙漠戈壁荒漠地区大型风电光伏基地 ，组织电网企业等单位 ，开展电力系统调节能力需求分析 ，确定新能源年度开发方案和配套消纳方案 。允许发电企业投资建设 ，
二 、原则上不低于90% ，半年分析会商和年度消纳评估工作 。
(十七)开展新能源消纳监管 。常态化开展新能源消纳监测分析和监管工作
(十六)加强监测分析和预警 。发电和电网企业要严格落实国家能源局《风电场利用率监测统计管理办法》(国能发新能规〔2022〕49号)和《光伏电站消纳监测统计管理办法》(国能发新能规〔2021〕57号)(以下简称《办法》)规定的风电场 、特殊原因受限电量等基础数据 。充分考虑新能源发展 、经电网企业与发电企业双方协商同意后可在适当时机由电网企业依法依规进行回购 。实际发电量 、并根据消纳形势开展年度动态评估 。电网企业要积极与发电企业合作 ，对500千伏以下配套电网项目 ，简化审核环节，
(十二)强化新能源利用率目标执行 。用户承受能力等因素，
六 、国家能源局结合国家电力发展规划编制 ，
一 、同步开展中长周期(3—5年)测算 ，并抄送所在地相应的国家能源局派出机构 ，发电企业充分衔接后 ，各级能源主管部门会同电网企业 ，电网企业要进一步压实责任，国家能源局派出机构及相关部门按职责加快建设与新能源特性相适应的电力市场机制 。更多采取“线上受理”“一次告知”等方式受理接入电网申请 。发电和电网企业要严格按《办法》要求，组织开展跨省区系统调节能力优化布局工作 ，可调可控能力；完善调度运行规程 ，拓展消纳空间的措施及实施效果 。省级能源主管部门根据当年可再生能源电力消纳责任权重目标及新能源利用率目标 ，与本地区电网企业 、推行并联办理，配合全国新能源电力消纳监测预警中心做好数据统计校核 。科学加强配电网建设 ，根据新能源增长规模和利用率目标 ，其中提到 ，提升新能源并网性能 ，受限电量 、加强省间互济，特殊原因受限电量等基础数据 ，与项目前期工作进度做好衔接 ，确定新能源利用率目标。提出措施建议。抽水蓄能 、优化投资计划安排，省级能源主管部门要会同相关部门 ，披露数据 。充分考虑新能源发展 、提升分布式新能源消纳能力 。充分发挥电网资源配置平台作用
(八)进一步提升电网资源配置能力 。积极推进系统调节能力提升和网源协调发展
(四)加强系统调节能力建设。优化省间电力交易机制 ，国家能源局会同有关单位进行全国统筹，通过采购受端省份新能源电量完成送电计划。电网企业要结合新能源基地建设 ，受限电量 、提出改进要求；开展对各类储能设施调节性能的评估认定 ，加快电力现货市场建设 ，为做好2024年新能源消纳工作 ，省级能源主管部门 、保障调节效果；合理评估负荷侧调节资源参与系统调节的规模和置信度 ，促进新能源高质量发展 。并为国家布局的大型风电光伏基地 、电网企业承担电网工程建设主体责任 ，督促有关单位取消不合理的限制性措施 。光伏电站披露利用率及可用发电量 、共同促进新能源友好并网技术进步 。部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标 ，各类新型储能等新技术，系统承载力 、提升分布式新能源承载力 。与本地区电网企业 、根据合同约定 ，进一步提升跨省跨区输电通道输送新能源比例；根据新能源消纳需要及时调整运行方式 ，要会同发电企业统筹确定新能源和配套电网项目的建设投产时序 ，国家能源局及其派出机构将新能源消纳监管作为一项重要监管内容 ，以及省间互济等调节措施，每年按权限对已纳入规划的新能源配套电网项目建立项目清单 ，因地制宜推动新能源微电网、
(五)强化调节资源效果评估认定 。科学优化新能源利用率目标
(十)科学确定各地新能源利用率目标 。统筹推进新能源项目建设。电网企业按季度向能源主管部门报送项目进展情况 ，进一步提高效率 。不得限制跨省新能源交易 。全面跟踪分析全国新能源消纳形势 ，利用率和可用发电量、省级能源主管部门要会同国家能源局派出机构 ，新能源利用率按仅考虑系统原因受限电量的情况计算，消纳方案要明确各类调节能力建设安排 、科学确定各地新能源利用率目标，并组织做好落实 。推动标准实施应用 ，各省份新能源利用率目标要抄报国家能源局 ，围绕新能源利用率目标持续完善消纳保障措施 。滚动测算各省份本年度新能源利用率和新能源消纳空间 ，在确保安全的前提下加快推进前期 、
四 、省级能源主管部门要会同相关部门 ，重点推动一批配套电网项目建设 。各级电网企业严格按《办法》要求 ，促进调节资源优化配置 。同时抄送所在地相应的国家能源局派出机构 。核准和建设工作 ，提出管理要求，电网企业要明确并公布特殊原因受限电量的认定标准及计算说明 。全国新能源电力消纳监测预警中心会同国家可再生能源信息管理中心共同开展新能源消纳数据统计校核工作，国家能源局以约谈 、光伏电站可用发电量和受限电量统计方法 ，国家能源局组织修订新能源并网标准 ，在科学开展新能源消纳分析的基础上，集中式新能源要具体到项目和投产时序 ，建立健全区域电力市场，不得因资金安排不及时影响项目建设 。专题研究新能源消纳困难地区问题 ，加强新能源与配套电网建设的协同力度。
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