清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年） 清洁能源是能源转型发展的重要力量，积极消纳清洁能源是贯 彻能源生产和消费革命战略，建设清洁低碳、安全高效的现代能源 体系的有力抓手，也是加快生态文明建设，实现美丽中国的关键环 节。 近年来，我国清洁能源产业不断发展壮大，产业规模和技术装 备水平连续跃上新台阶，为缓解能源资源约束和生态环境压力作出 突出贡献。但同时，清洁能源发展不平衡不充分的矛盾也日益凸显， 特别是清洁能源消纳问题突出，已严重制约电力行业健康可持续发 展。 从现在到 2020 年，是我国全面建成小康社会的关键决胜期， 是能源发展转型的重要战略机遇期。为贯彻落实习近平新时代中国 特色社会主义思想和党的十九大精神，全面促进清洁能源消纳，制 定本行动计划。 总体要求：以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深 入贯彻党的十九大精神，全面落实党中央、国务院决策部署，紧紧 围绕“五位一体”总体布局和“四个全面”战略布局，牢固树立创新、 协调、绿色、开放、共享的发展理念。立足我国国情和发展阶段， 着眼经济社会发展全局，以促进能源生产和消费革命、推进能源产 业结构调整、推动清洁能源消纳为核心，坚持远近结合、标本兼治、 - 2 - 安全优先、清洁为主的原则，贯彻“清洁低碳、安全高效”方针，形 成政府引导、企业实施、市场推动、公众参与的清洁能源消纳新机 制，切实践行“绿水青山就是金山银山”的理念，为建设美丽中国而 奋斗。 工作目标：2018 年，清洁能源消纳取得显著成效；到 2020 年， 基本解决清洁能源消纳问题。 具体指标：2018 年，确保全国平均风电利用率高于 88%（力争 达到 90%以上），弃风率低于 12%（力争控制在 10%以内）；光伏发 电利用率高于 95%，弃光率低于 5%，确保弃风、弃光电量比 2017 年进一步下降。全国水能利用率 95%以上。全国大部分核电实现安 全保障性消纳。 2019 年，确保全国平均风电利用率高于 90%（力争达到 92% 左右），弃风率低于 10%（力争控制在 8%左右）；光伏发电利用率 高于 95%，弃光率低于 5%。全国水能利用率 95%以上。全国核电 基本实现安全保障性消纳。 2020 年，确保全国平均风电利用率达到国际先进水平（力争达 到 95%左右），弃风率控制在合理水平（力争控制在 5%左右）；光 伏发电利用率高于 95%，弃光率低于 5%。全国水能利用率 95%以 上。全国核电实现安全保障性消纳。 （重点省份分年度目标见附件。） 一、优化电源布局，合理控制电源开发节奏 （一）科学调整清洁能源发展规划。结合能源、电力及可再生 - 3 - 能源“十三五”规划中期评估，科学调整“十三五”发展目标，优 化各类发电装机布局规模，清洁能源开发规模进一步向中东部消纳 条件较好地区倾斜，优先鼓励分散式、分布式可再生能源开发。 （二）有序安排清洁能源投产进度。各地区要将落实清洁能源 电力市场消纳条件作为安排本区域新增清洁能源项目规模的前提 条件，严格执行风电、光伏发电投资监测预警机制，严禁违反规定 建设规划外项目。存在弃风、弃光的地区原则上不得突破“十三五” 规划规模。 （三）积极促进煤电有序清洁发展。发挥规划引领约束作用， 发布实施年度风险预警，合理控制煤电规划建设时序，严控新增煤 电产能规模。有力有序有效关停煤电落后产能，推进煤电超低排放 和节能改造，促进煤电灵活性改造，提升煤电灵活调节能力和高效 清洁发展水平。 二、加快电力市场化改革，发挥市场调节功能 （四）完善电力中长期交易机制。进一步扩大交易主体覆盖范 围，拓展延伸交易周期向日前发展，丰富中长期交易品种，进一步 促进发电权交易，促进清洁能源以与火电等电源打捆方式在较大范 围内与大用户、自备电厂负荷等主体直接签订中长期交易合约。创 新交易模式，鼓励合约以金融差价、发电权交易等方式灵活执行， 在确保电网安全稳定运行情况下，清洁能源电力优先消纳、交易合 同优先执行。 （五）扩大清洁能源跨省区市场交易。打破省间电力交易壁垒， - 4 - 推进跨省区发电权置换交易，确保省间清洁能源电力送电协议的执 行，清洁能源电力可以超计划外送。在当前跨区域省间富余可再生 能源电力现货交易试点的基础上，进一步扩大市场交易规模，推动 受端省份取消外受电量规模限制，鼓励送受两端市场主体直接开展 交易。各地不得干预可再生能源报价和交易。合理扩大核电消纳范 围，鼓励核电参与跨省区市场交易。 （六）统筹推进电力现货市场建设。鼓励清洁能源发电参与现 货市场，并向区外清洁能源主体同步开放市场。在市场模式设计中 充分考虑清洁能源具有的边际成本低、出力波动等特性。电力现货 市场建设试点从 2019 年起逐步投入运行。持续推动全国电力市场 体系建设，促进电力现货市场融合。 （七）全面推进辅助服务补偿（市场）机制建设。进一步推进 东北、山西、福建、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃等电力辅助服 务市场改革试点工作，推动华北、华东等地辅助服务市场建设，非 试点地区由补偿机制逐步过渡到市场机制。实现电力辅助服务补偿 项目全覆盖，补偿力度科学化，鼓励自动发电控制和调峰服务按效 果补偿，按需扩大储能设备、需求侧资源等电力辅助服务提供主体， 充分调动火电、储能、用户可中断负荷等各类资源提供服务的积极 性。 三、加强宏观政策引导，形成有利于清洁能源消纳的体制机制 （八）研究实施可再生能源电力配额制度。由国务院能源主管 部门确定各省级区域用电量中可再生能源电力消费量最低比重指 - 5 - 标。省级能源主管部门、省级电网企业、售电公司和电力用户共同 承担可再生能源电力配额工作和义务。力争在 2018 年全面启动可 再生能源电力配额制度。 （九）完善非水可再生能源电价政策。进一步降低新能源开发 成本，制定逐年补贴退坡计划，加快推进风电、光伏发电平价上网 进程，2020 年新增陆上风电机组实现与煤电机组平价上网，新增集 中式光伏发电尽早实现上网侧平价上网。合理衔接和改进清洁能源 价格补贴机制。落实《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》 有关要求，鼓励非水可再生能源积极参与电力市场交易。 （十）落实清洁能源优先发电制度。地方政府相关部门在制定 中长期市场交易电量规模、火电机组发电计划时，应按照《可再生 能源发电全额保障性收购管理办法》《保障核电安全消纳暂行办法》 要求足量预留清洁能源优先发电空间，优先消纳政府间协议水电跨 省跨区输电电量和保障利用小时内的新能源电量。逐步减少燃煤电 厂计划电量，计划电量减小比例应不低于中长期市场的增加比例； 考虑清洁能源的出力特性，细化燃煤电厂计划电量的分解至月度， 并逐步过渡至周。鼓励核电开展“优价满发”试点，充分发挥资源 环境效益，合理平衡经济效益。因清洁能源发电影响的计划调整， 经省级政府主管部门核定后，不纳入“三公”考核。系统内各类电 力主体共同承担清洁能源消纳义务。 （十一）启动可再生能源法修订工作。随着我国可再生能源产 业的快速发展，可再生能源已逐渐成为我国的主要能源品种之一， - 6 - 面对可再生能源规模化发展、对电力系统渗透率不断提高等新形势， 应尽快启动可再生能源法修订工作，更好地促进清洁能源健康发展。 四、深挖电源侧调峰潜力，全面提升电力系统调节能力 （十二）实施火电灵活性改造。省级政府相关主管部门负责制 定年度火电灵活性改造计划，国家能源局派出机构会同相关部门组 织省级电网公司对改造机组进行验收。研究出台火电灵活性改造支 持性措施，将各地火电灵活性改造规模与新能源规模总量挂钩。 （十三）核定火电最小技术出力率和最小开机方式。国家能源 局派出机构会同相关部门，组织省级电网公司开展火电机组单机最 小技术出力率和最小开机方式的核定；2018 年底前全面完成核定工 作，并逐年进行更新和调整；电力调度机构严格按照核定结果调度 火电机组。 （十四）通过市场和行政手段引导燃煤自备电厂调峰消纳清洁 能源。进一步扩大清洁能源替代自备电厂负荷市场交易规模，研究 出台自备电厂负荷调峰消纳新能源的相关政策，加强自备电厂与主 网电气连接，率先实现新能源富集地区自备电厂参与调峰。督促自 备电厂足额缴纳政府性基金和附加，提高清洁能源替代发电的竞争 性。2018 年，清洁能源年替代自备电厂发电量力争超过 100 亿千瓦 时；到 2020 年，替代电量力争超过 500 亿千瓦时。 （十五）提升可再生能源功率预测水平。可再生能源发电企业 利用大数据、人工智能等先进技术提高风况、光照、来水的预测精 度，增加功率预测偏差奖惩力度，对于偏差超过一定范围的电量进 - 7 - 行双向考核结算，国家能源局派出机构或地方能源主管部门做好考 核细则制定工作，区域和省级电网公司做好功率预测的汇总和考核 工作。 五、完善电网基础设施，充分发挥电网资源配置平台作用 （十六）提升电网汇集和外送清洁能源能力。加快推进雅中、 乌东德、白鹤滩、金沙江上游等水电外送通道建设；研究推进青海、 内蒙古等富集地区高比例可再生能源通道建设。加强可再生能源富 集区域和省份内部网架建设，重点解决甘肃、两广、新疆、河北、 四川、云南等地区内部输电断面能力不足问题。 （十七）提高存量跨省区输电通道可再生能源输送比例。充分 发挥送受两端煤电机组的调频和调峰能力，调度机构要充分利用可 再生能源的短期和超短期功率预测结果，滚动修正送电曲线。2020 年底前，主要跨省区输电通道中可再生能源电量比例力争达到平均 30%以上。 （十八）实施城乡配电网建设和智能化升级。持续开展配电网 和农网改造建设，推动智能电网建设，提升配电自动化覆盖率，增 强电网分布式清洁能源接纳能力以及对清洁供暖等新型终端用电 的保障能力。 （十九）研究探索多种能源联合调度。研究试点火电和可再生 能源联合优化运行，探索可再生能源电站和火电厂组成联合调度单 元，内部由火电为可再生能源电站提供调峰和调频辅助服务；联合 调度单元对外视为整体参加电力市场并接受电网调度机构指令。水 - 8 - 电为主同时有风电、光伏发电的区域，以及风电、光伏发电同时集 中开发的地区，可探索试点按区域组织多种电源协调运行的联合调 度单元。鼓励新建核电项目结合本地实际，配套建设抽水蓄能等调 峰电源。 （二十）加强电力系统运行安全管理与风险管控。调度机构要 科学合理安排运行方式，建立适应新能源大规模接入特点的电力平 衡机制。加强涉网机组安全管理，增强电网对新能源远距离外送的 安全适应性，完善分布式新能源接入的技术标准体系。加快建设完 善新能源发电技术监督管理体系，加强新能源企业电力监控系统安 全防护等网络信息安全工作，提高新能源发电设备的安全运行水平。 针对新能源并网容量增加出现的安全风险，电力企业要落实电力安 全生产主体责任，全面加强电网安全风险管控工作。国家能源局派 出机构和省级政府能源主管部门要按照职能，切实加强电力系统运 行安全管理与风险管控，定期开展监督检查工作。 六、促进源网荷储互动，积极推进电力消费方式变革 （二十一）推行优先利用清洁能源的绿色消费模式。倡导绿色 电力消费理念，推动可再生能源电力配额制向消费者延伸，鼓励售 电公司和电网公司制定清洁能源用电套餐、可再生能源用电套餐等， 引导终端用户优先选用清洁能源电力。 （二十二）推动可再生能源就近高效利用。选择可再生能源资 源丰富的地区，建设可再生能源综合消纳示范区。开展以消纳清洁 能源为目的的清洁能源电力专线供电试点，加快柔性直流输电等适 - 9 - 应波动性可再生能源的电网新技术应用。探索可再生能源富余电力 转化为热能、冷能、氢能，实现可再生能源多途径就近高效利用。 （二十三）优化储能技术发展方式。充分发挥储电、储热、储 气、储冷在规模、效率和成本方面的各自优势，实现多类储能的有 机结合。统筹推进集中式和分布式储能电站建设，推进储能聚合、 储能共享等新兴业态，最大化利用储能资源，充分发挥储能的调峰、 调频和备用等多类效益。 （二十四）推进北方地区冬季清洁取暖。全面落实《北方地区 冬季清洁取暖规划（2017-2021 年）》要求，加快提高清洁供暖比重。 加强清洁取暖总体设计与清洁能源消纳的统筹衔接，上下联动落实 任务分工，明确省级清洁取暖实施方案。2019 年、2021 年实现北 方地区清洁取暖率达到 50%、70%。 （二十五）推动电力需求侧响应规模化发展。鼓励大工业负荷 参加辅助服务市场，发挥电解铝、铁合金、多晶硅等电价敏感型高 载能负荷的灵活用电潜力，消纳波动性可再生能源。鼓励并引导电 动汽车有序充电。加快出台需求响应激励机制，培育需求侧响应聚 合服务商等新兴市场主体，释放居民、商业和一般工业负荷的用电 弹性，将电力需求侧资源纳入电力市场。 七、落实责任主体，提高消纳考核及监管水平 （二十六）强化清洁能源消纳目标考核。科学测算清洁能源消 纳年度总体目标和分区域目标，进一步明确弃电量、弃电率的概念 和界定标准。弃水、弃风、弃光情况严重和核电机组利用率低的省 - 10 - （区、市），当地能源主管部门要会同国家能源局派出监管机构制 定本地区解决清洁能源消纳问题的专项方案。组织具备接受外送清 洁能源消纳条件的省（区、市），明确本区域消纳目标。明确新能 源与煤电联合外送通道中，非水可再生能源占总电量的运行比重目 标，并实施年度考核。原则上，对风电、光伏发电利用率超过 95% 的区域，其限发电量不再计入全国限电量统计。对水能利用率超过 95%的区域和主要流域（河流、河段），其限发电量不再计入全国限 电量统计。 （二十七）建立清洁能源消纳信息公开和报送机制。电网企业 和电力交易机构按月向国家能源主管部门提供发电计划和跨省跨 区通道的送电曲线、各类电源逐小时实际出力情况和清洁能源交易 情况备查。国家能源主管部门组织第三方技术机构对清洁能源消纳 进行监测评估，并向社会公布。 （二十八）加强清洁能源消纳监管督查。全面梳理各地和电网 企业对《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《保障核电安全消纳暂 行办法》等清洁能源消纳政策的落实情况。对实施方案和消纳目标 完成情况按月监测、按季度评估、按年度考核，国家能源局派出监 管机构开展清洁能源消纳专项督查和清洁能源消纳重点专项监管， 对政策执行不力和达不到消纳目标的地区依法予以追责。畅通 12398 能源监管热线，及时分析统计涉及清洁能源消纳的投诉、举 报和咨询等情况。 - 11 - 附件：清洁能源消纳主要目标