在健全风电、光伏发电建设规模管理机制方面，国家能源局对各省（区、市）能源主管部门报送的年度实施方案和相关条件进行核实，按照当年电网企业承诺的电力送出和消纳条件最终确定各省（区、市）当年新增建设规模。
风光发电规模要以电网
出具的电力消纳能力意见为前提
近日，冀北地区部分光伏发电项目不能在6月30日前并网的事件在业界引起了关注。对此，国家电网公司向记者提供了国家发改委、国家能源局制定发布的文件并指出，根据《国家发展改革委、国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，国家已经明确了未达到最低保障收购年利用小时数的省（区、市），不得新建风电、光伏电站项目。
其中，要求冀北地区2016年保障性收购利用小时数为1400小时。但根据《国家能源局关于2016年度全国可再生能源电力发展监测评价的通报》（国能新能[2017]97号文），冀北地区2016年光伏发电年利用小时数仅为1382小时，没有达到规定的光伏发电最低保障收购年利用小时数，因此并不符合并网要求。
此次发布的《指导意见》进一步明确，各省（区、市）能源主管部门要把落实可再生能源电力送出消纳作为安排本区域可再生能源电力建设规模及布局的基本前提条件。各省级电网公司应对年度新增建设规模的接网条件和消纳方案进行研究，并出具电力消纳意见。集中式风电和光伏发电的年度规模确定及分配都要以省级电网企业承诺投资建设电力送出工程和出具的电力系统消纳能力意见为前提。
《指导意见》还要求，对大型水电、风电、光伏发电基地，所在省（区、市）能源主管部门及市（县）级地方政府能源主管部门首先要落实电力消纳市场。所发电量本地消纳的基地，有关省级能源主管部门要会同地方政府和省级电网企业明确电力消纳机制和保障措施；所发电量跨省跨区消纳的基地，要符合国家能源和电力相关发展规划，送受端省级政府及电网企业要协商达成送受电协议、输电及消纳方案。
特高压按规划送可再生能源
需多方协作
《指导意见》指出，发挥跨省跨区特高压输电通道消纳可再生能源的作用。对国家能源局已明确可再生能源电量比重指标的特高压输电通道，按已明确的指标进行考核；对未明确指标的特高压输电通道由有关监管机构对其进行一年为周期的监测，确定可再生能源电量比重指标及通道利用指标。水能、风能、太阳能资源富集地区后续规划新建的特高压输电通道均应明确输送可再生能源电量比重指标，以输送水电为主的特高压输电通道应明确通道利用率指标。
实践证明，我国特高压在推动可再生能源大规模外送消纳方面正发挥着越来越重要的作用。如在输送水电方面，今年夏季是向家坝-上海、锦屏-苏南、溪洛渡-浙西三条±800千伏特高压直流输电工程汛期满功率运行的第4年，在助力西南水电大规模外送的同时，保障了华东负荷中心的用电需求。
当然，部分特高压项目满功率运行、输送可再生能源还受限于相关因素。据了解，由于风电、太阳能发电等波动性、间歇性特点，需搭配一定比例的火电才能保证电网安全稳定运行，然而，由于相关配套电源投产滞后等原因致使部分特高压项目未按规划满功率运行。
今年6月22日，酒泉-湖南±800千伏特高压直流输电工程投运，这是我国首条大规模输送新能源的特高压直流输电工程。国家能源局《关于支持甘肃省创建新能源综合示范区的复函》中明确要求，确保酒泉-湖南特高压直流工程年输送新能源电量占比40%以上。“由于送端配套电源未投产、今年湖南水电大发等因素影响，酒湖特高压的送电水平未达设计的最大输电能力，但依然对甘肃河西地区及新疆的新能源消纳发挥了作用。”国网相关人士介绍。
内蒙古电力外送相关特高压项目也面临类似问题。蒙西-天津南1000千伏特高压交流工程以及锡盟-泰州、上海庙-山东±800千伏特高压直流工程旨在将内蒙古电力送往华北、华东负荷中心。按照相关规划，锡盟特高压交直流外送工程输电总容量1760万千瓦，配套火电730万千瓦、风电700万千瓦，2017-2019年才能陆续投产，这些配套电源明显滞后电网工程1-3年，使得特高压通道能力难以充分发挥。
同时，特高压“强直弱交”问题突出，尤其是东中部受端电网建设滞后，承接大规模直流能力不足，制约了直流输电能力发挥。此外，我国电力市场机制不健全、跨区电力交易存在省间壁垒，以及随着我国经济进入新常态，用电需求增长放缓，部分受端省份接受区外来电不积极等，也影响了电网通道输送能力。
