日前，国家能源局发布《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见(征求意见稿)》(以下简称《意见》)，明确提出要通过构建以消纳为核心的清洁能源发展机制、加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制等来提升清洁能源消纳，建立健全清洁能源消纳长效机制。
近年来，我国清洁能源产业不断发展壮大，已成为推动能源转型发展的重要力量，为建设清洁低碳、安全高效的能源体系作出了突出贡献。
特别是新冠肺炎疫情以来，全球能源使用量大幅下降，而清洁能源使用相对平稳。近日，国际能源署(IEA)发布的《全球能源论评报告》(GlobalEnergyReview2020)显示，2020年，电力需求预计将下降5%。但是，今年第一季度，风能和太阳能光伏发电却占到了全球发电量比重的9%，高于去年的8%。
但在清洁能源不断发展的同时，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。例如，目前，风光资源大部分分布在“三北”地区，水能资源主要集中在西南地区，而用电负荷主要位于中东部和南方地区，由此带来的跨省区输电压力较大;加上近年来在国家政策的积极支持下，清洁能源特别是风电、光伏发电的装机整体保持着较快的增长速度，超过了全社会用电量的增速，供需不匹配问题造成了较大的消纳压力，已严重制约了产业的可持续发展。
此次《意见》提出五大指导意见：一是构建以消纳为核心的清洁能源发展机制;二是加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制;三是全面提升电力系统调节能力;四是着力推动清洁能源消纳模式创新;五是构建清洁能源消纳闭环监管体系，进一步解决清洁能源消纳问题，促进风电、光伏发电、水电、核电等清洁能源高质量发展。
具体来看，在构建以消纳为核心的清洁能源发展机制中，《意见》指出，新增清洁能源项目要严格落实电力系统消纳条件，考虑清洁能源消纳空间，合理确定规模、布局和时序，并网前原则上应与电网企业签订并网调度协议，按电力市场规则与地方政府或电力用户签订中长期购售电协议。
在加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制中，《意见》提出，电力现货市场运行初期，风电、光伏发电、核电保障性收购电量按“保量保价”方式进行收购，超出保障性收购利用小时数的电量以“报量不报价”或“报量报价”方式参与市场，未核定保障性收购利用小时数的地区，在电力系统不具备条件实现清洁能源全额消纳时段，可灵活调整“保量保价”电量规模。
为了全面提升电力系统调节能力，《意见》提到，鼓励建设新一代电网友好型新能源电站，探索市场化商业模式，开展源、网、荷一体化运营示范，通过合理优化风电、光伏、电储能配比和系统设计，在保障新能源高效消纳利用的同时，为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力。鼓励建设以电为中心的综合能源系统，实现电源侧风光水火多能互补。
关于着力推动清洁能源消纳模式创新，《意见》指出，鼓励送端地区全网优化水电、风电、光伏、火电、储能等电源配置，鼓励受端地区调峰资源纳入电源配置。
总的看来，《意见》出台，有利于建立健全清洁能源消纳长效机制，有助于解决清洁能源的重大“出路”问题，可以刺激清洁能源产业上游的投资、建设，并带动产业链的复苏。
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