区域输电
新能源产业发展形成“一盘棋”。有关中央企业要认真落实国家产业政策和中央企业“十四五”发展规划有关要求，结合自身功能定位、主责主业和资源禀赋，综合考虑项目所在区域、投资收益和资产质量，有序开展新能源投资运营
，在新能源数智转型、专业运作、协同发展等方面加强合作，促进中央企业新能源布局结构整体优化，切实形成合力，有效避免“一哄而上”、过度竞争。国资委还要求，要加强关键核心技术攻关，重点围绕储能、先进输电技术
，并重点分析重要输电通道、交叉跨越点、枢纽变电站、二次系统(含电力监控系统、重要站点主保护、关键区域安控系统等)安全风险。重大灾害风险方面，应梳理洪涝、雷击、山火、台风、地质灾害等重大灾害风险的典型区域
电网购买平衡服务。在此过程中，平衡基团和输电商的合作是电力供需平衡的关键。目前德国共有2700多个平衡基团，在电力市场和电网运行中发挥着重要作用。发挥电网区域互联的作用。德国可再生能源的加快发展离不开
邻国电网分担相关发展压力。德国与周边邻国电网通过30余条220～400千伏的跨国输电通道互联，还通过海底电缆与瑞典、挪威电网互联。这些跨国输电线路扩大了德国新能源发电的平衡区域，有利支撑了德国
安全监管能力。7.
积极扩大省外清洁电力送粤规模。持续提升西电东送能力，加快建设藏东南至粤港澳大湾区±800千伏直流等省外输电通道，积极推动后续的西北、西南等地区清洁能源开发及送粤，新增跨省跨区
17-2等油气田勘探开发，争取实现油气资源增储上产。9.
加快建设新型电力系统。强化电力调峰和应急能力建设，提升电网安全保障水平。推进源网荷储一体化和多能互补发展，支持区域综合能源示范项目建设。大力提升
特性，“弃风弃光”开始出现，并在2016年前后出现高峰，光伏电站被动“晒太阳”、风电机组“望风兴叹”，一些“弃风弃光”严重区域新能源建设陷入停滞。新能源发展的主要矛盾也逐步转为系统消纳问题。为提高
，提高终端用能的新能源电力比重。另一方面，要加快外送通道建设。特高压输电线路就像电力“高速公路”，在新能源就地消纳能力有限的情况下，通过外送通道将新能源电力输送至用电负荷较高的发达地区，既能满足产业
—郑州、青海—河南特高压直流输电工程送电能力，建成投用陕西—河南直流输电工程，谋划推进第四条直流输电通道建设。推动省内骨干网架优化升级，提升豫西外送断面、豫东受电断面、豫中—豫南大通道输电能力，建设一批
既有输电通道绿电比例。争取乌兰布和大型风电光伏基地项目尽快获得批复，全面推动蒙西四大沙漠大型风电光伏基地4800万千瓦装机建设。创新市场化新能源应用场景，力推新批准市场化新能源项目建成并稳定运行，协同
建设，提高既有输电通道绿电比例。争取乌兰布和大型风电光伏基地项目尽快获得批复，全面推动蒙西四大沙漠大型风电光伏基地4800万千瓦装机建设。创新市场化新能源应用场景，力推新批准市场化新能源项目建成并稳定
体制改革第二节 加强区域合作第三节 加强能源行业管理第九章 环境影响评价第一节 环境影响分析第二节 环境保护措施第十章 保障措施第一节 加强组织领导第二节 强化规划引领第三节 加强政策支持第四节 强化
、锦屏二级—乐山2回线），并承担攀西地区及西藏的富余电力外送任务（目前，攀枝花电网已接入150万千瓦、西藏电网已接入25万千瓦）。在白鹤滩2条特高压直流输电工程2022年建成投产后，在不考虑新核准新能源
、大丰和盐城经开区等7家整县(区)屋顶分布式光伏开发试点建设，力争2023年底前通过验收。鼓励建设建筑一体化(BIPV)分布式光伏发电系统，推动新建工业园区、新上重大项目、新增公共建筑、集中连片农居等区域
首批竞争性配置项目群建设，力争2024年底前实现全容量并网。梯次推进“十四五”新增近海海上风电项目群竞争性配置工作，同步开展输电规划研究和接网方案论证，不断提高源网协同发展水平。稳妥开展深远
供应链为契机，充分利用风电、光伏等富余电力资源，在洋山区域探索开展绿电制氢试点与应用场景示范基地建设。在滩浒岛上谋划布局基于风电和光伏的制氢工厂，探索发展氢能制备、储运及装备制造产业，加快构建氢能安全
、高效运输体系。4.加快推进新型储能技术应用。在电源侧，原则上新增新能源项目按照15%装机容量配建储能设施；在输电侧，谋划布局1—2座储能电站，提高嵊泗电网安全稳定性和电网调峰能力；在配电侧，有序推进
