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，培育风光+氢储能一体化应用模式。加快发展高压气态储氢和长管拖车运输，探索推进高效、智能氢气输送管网的建设和运营。合理配套、适度超前布局加氢站，重点推进城市公交、物流、环卫等专用加氢站建设，开展加油
，构建公平公正、透明高效的能源监管体系。三、保障能源稳定可靠供应主动融入新发展格局，充分利用省内省外(国外)两个市场、两种资源，稳定省内能源生产，积极拓展省外(国外)资源，完善能源输送网络，加强

企业、电力用户和售电公司。初期，售电方优先组织平价风电和光伏发电企业，平价新能源装机规模有限的省份可由本省电网企业通过代理的方式跨区跨省购买符合条件的绿电，或由部分带补贴的新能源项目参与绿电交易，交易电量不再
电力消纳责任权重的衔接可再生能源电力消纳责任权重(配额制)为促进各地区消纳可再生能源做出了很大贡献，但在另一方面也阻碍了可再生能源的跨省跨区交易，因为为完成配额制目标，很多省份将出现惜售绿电现

基地。增强中东部地区清洁能源供给保障能力，大力发展分布式能源，加强电力、天然气等清洁能源供应保障。统筹优化电力生产和输送通道布局，着力提升存量输电通道利用效率和清洁电力占比，优先规划建设以清洁电力为主的输电
条通道滞后一年才建成，1条通道至督察时还未建成。整改目标：推动陕北神木至河北南网扩建送出工程(至督察时未建成)建成投产。整改措施和责任分工： (8)推动加快跨省区输电通道工程建设。按照

维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网企业和储能设施、参与市场化交易的电力用户(以下简称电力用户)以及聚合商、虚拟电厂等第三方提供的服务。第三条
量交易电价包含电力辅助服务费用，发电企业电能量交易电量应继续承担电力辅助服务费用分摊。第六章跨省跨区电力辅助服务机制第二十三条跨省跨区送电配套电源机组、点对网机组、点对点机组、网对网机组均应

输出省份已建立了紧密联系。截止2020年底，国家电网营业区内跨区跨省输电能力达到2.3亿千瓦，其中，跨区1.4亿千瓦、跨省0.9亿千瓦。2020年，西北、西南、东北总计向三华区域(华北、华东、华中
)送出电量达到4254亿千瓦时，占三华区域总用电量的10%。下图给出了我国各区域间主要的电能输送通道分布情况。图1.我国区域间电能输送通道情况以华东区域(江苏、浙江、上海

能源生产和消费，是能源转换利用和输送配置的枢纽平台。随着新型电力系统建设深入推进，电网的作用将更加突出，电网企业的责任将更加重大。一是在满足新能源大规模发展、高比例接入上责无旁贷。截至2020年底，我国
方式。把提高电网大范围优化配置资源能力作为长期任务，进一步完善特高压骨干网架，持续优化区域和省级主网架，力争2030年公司经营区跨省跨区输电能力达到3.5亿千瓦，支持各类大型能源基地集约化开发、远距离

供给为美好生活充电、为美丽中国赋能，为服务构建新发展格局作出积极贡献。国家电网公司在构建新型电力系统中肩负着重要责任与使命电网连接能源生产和消费，是能源转换利用和输送配置的枢纽平台。随着新型电力
完善特高压骨干网架，持续优化区域和省级主网架，力争2030年公司经营区跨省跨区输电能力达到3.5亿千瓦，支持各类大型能源基地集约化开发、远距离外送。同时，针对新能源加快发展、新型交互式用能设备大量接入

、以重大基地支撑发展、以示范工程引领发展、以行动计划落实发展的发展思路，同步开展研究，推动重大基地、示范工程和行动计划尽快实施。二是优化光伏发电开发布局。一方面持续加强新能源电力消纳和跨区输送能力
引导各地加强光伏发电项目开发，推动跨省区光伏电力交易。完善能源双控制度，建立鼓励利用、优先利用可再生能源的激励机制。完善可再生能源发电全额保障性收购制度，做好与市场化交易衔接，鼓励光伏发电有序参与市场

。加快推进重点电网工程项目建设和配电网升级改造，指导电网企业优化电网运行方式，充分发挥跨区跨省通道输送能力，利用各地负荷余缺差异，组织开展电力交易。四是着力提升电力系统灵活性调节能力。积极推进抽水蓄能

开发和输送、负荷中心地区电力需求增长、省内大型清洁电源接入需求，建设各电压等级协调发展的坚强智能电网;进一步提升东西部电网断面输电能力，满足海西、海南两大清洁能源基地互济需求，构建绿色高效的资源配置
。加快推进跨区电力外送通道建设。在实现青海省内清洁低碳发展基础上，积极扩大绿色电力跨省跨区外送规模，支撑清洁能源基地建设，服务全国碳达峰目标实现。十四五初期，建成投产青海至河南800千伏特高压直流工程

，完成小堆供热试点项目前期工作，稳妥推进核能开发利用。以系统集成思维构建新型电力系统加强省内骨干电网建设。重点围绕清洁能源基地开发和输送、负荷中心地区电力需求增长、省内大型清洁电源接入需求
，积极扩大绿色电力跨省跨区外送规模，支撑清洁能源基地建设，服务全国碳达峰目标实现。十四五初期，建成投产青海至河南800千伏特高压直流工程二期配套清洁电源，实现世界首条完全采用清洁能源多能互补供电的特高压

，以及送受端相对明确、潮流方向相对固定的区域内跨省输电工程。跨省跨区专项工程输电价格是指电网企业通过跨省跨区专项工程提供跨省跨区电能输送、电网互联互济、电网安全保障等服务的价格。第三条核定跨省跨区

管理。也可以投资一些绿色电站资产，电力市场开放允许隔墙售电或跨省跨地区购买绿电; 3、中期而言，2025年以新能源为主体的新型电力系统建立以后，大电网中的绿电比率将提高，这通过光伏加储能，光伏加
抽水蓄能，光伏加天然气发电调峰，形成电网友好型绿色电源; 4、长期而言，光伏与氢能构建未来大能源体系。光伏制氢、利用天然气管道改造进行氢输送，利用甲醇常温常压下液体便于运输储存的特点，光伏制甲醇，甲醇运输

一些绿色电站资产，电力市场开放允许隔墙售电或跨省跨地区购买绿电; 3、中期而言，2025年以新能源为主体的新型电力系统建立以后，大电网中的绿电比率将提高，这通过光伏加储能，光伏加抽水蓄能，光伏加天然气
发电调峰，形成电网友好型绿色电源; 4、长期而言，光伏与氢能构建未来大能源体系。光伏制氢、利用天然气管道改造进行氢输送，利用甲醇常温常压下液体便于运输储存的特点，光伏制甲醇，甲醇运输到氢使用地再

大范围配置平台，提升跨省跨区清洁能源输送能力;提高配电网转供能力和调节能力，支撑分布式电源就近就地消纳和多元化储能、灵活性负荷大规模接入。信息支撑方面，强化智能终端广域部署，打造一体化通信网络，建设
，跨区跨省输电能力实现翻番，并网发电装机容量从11.6亿千瓦提高到17亿千瓦，支撑了1.5万亿千瓦时全社会用电量的增长，全面完成国家提升输电通道利用效率三年行动计划目标。配电网网架结构不断加强，智能化

、各电网企业要切实承担组织责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重组织调度、运行和交易等部门，认真做好可再生能源电力并网消纳、跨省跨区域输送和市场交易。2022年1月底前，国家电网、南方电网
可再生能源电力建设，开展跨省跨区电力交易，推动承担消纳责任的市场主体落实可再生能源电力消纳任务。2022年2月底前，向国家发展改革委、国家能源局报送2021年可再生能源电力消纳责任权重完成情况。四

电力消纳责任权重完成情况。四、各电网企业要切实承担组织责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重组织调度、运行和交易等部门，认真做好可再生能源电力并网消纳、跨省跨区域输送和市场交易。2022年1月底前
消纳责任权重积极推动本地可再生能源电力建设，开展跨省跨区电力交易，推动承担消纳责任的市场主体落实可再生能源电力消纳任务。2022年2月底前，向国家发展改革委、国家能源局报送2021年可再生能源

可再生能源电力消纳责任权重和新能源合理利用率目标，积极推动本省(区、市)风电、光伏发电项目建设和跨省区电力交易，确定本省(区、市)完成非水电可再生能源电力最低消纳责任权重所必需的年度新增风电、光伏发电
所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网，2021年保障性并网规模不低于9000万千瓦。保障性并网规模可省际置换，通过跨省区电力交易落实非水电消纳责任权重的，经送、受省份协商并会同电网企业签订

，测算下达各省年度可再生能源电力消纳责任权重，引导各地据此安排风电、光伏发电项目建设，推进跨省跨区风光电交易。为做好大规模风电、光伏发电项目并网消纳工作，今后风电、光伏发电项目将分为两类。一是各省
电力消纳责任权重和新能源合理利用率目标，积极推动本省(区、市)风电、光伏发电项目建设和跨省区电力交易，确定本省(区、市)完成非水电可再生能源电力最低消纳责任权重所必需的年度新增风电、光伏发电项目并网规模和新增