当前，新能源产业为西北地区带来重大发展机遇的同时，发展不平衡不充分依然是新能源发展面临的主要矛盾，新能源就地消纳面临诸多困难，调峰需求与实际调峰能力相比还有缺口。为此，建议：

积极推进源网荷储一体化示范。加强规划协同，鼓励工业园区和大型企业开展新能源电力直供电试点，就近就地消纳绿电，促进企业用能绿色化、低碳化。允许电源点直接与用电负荷连接或与用电负荷接入业主自建的开关站、变电站连接。加强电力生产、传输、消费、储能各环节协同联动、有效衔接，实现源网荷储同步规划、同步建设、同步投运。

打造富有竞争力的零碳产业园。全面落实新增可再生能源消费不纳入能源总量控制有关政策；积极发展以新能源为主的微电网、增量配电网，开展发供用高比例新能源示范，探索建设绿电产业示范园区；打造绿色零碳样板工程。建设产业融合发展示范区和就地消纳示范区。建立绿电可追溯机制。适度超前建设充电基础设施。

支持大数据等新兴产业用能绿色化、低碳化。通过制定针对大数据等新兴产业的电力交易政策和鼓励源网荷储一体化模式等措施，支持大数据产业园使用高比例新能源。加大招商引资力度，吸引有色金属冶炼等绿色高载能产业，形成绿色高载能产业集群。

推动氢能产业化发展。依托化工园区，鼓励开展离网制氢、制氨等前沿技术探索。借助石油炼化基础优势，统筹推进氢能终端供应设施和储运能力建设。推广氢燃料电池汽车应用，探索推进天然气掺氢、氢能储运和氢燃烧发电。科学布局，建设较大规模的绿氢生产基地。加快建设氢能基础设施，实现氢能在交通领域应用示范。提升氢能产业创新能力，扩大绿氢生产及多元化应用规模。

深化完善体制机制，不断推进能源绿色转型。完善可再生能源电力消纳责任机制，参照节能目标责任考核办法，试行可再生能源消纳责任权重五年考核、中期评估、年度评价制度。优化完善新能源利用率考核机制，动态调整考核指标；对资源密集地区执行弹性政策，适度提高弃电容忍度；优化新能源利用率统计监测方法；探索推进新能源基地综合开发利用评价体系。完善跨区跨省电力价格市场化形成机制，合理分摊远距离输电成本和外送调节成本；研究大基地外送电价合理区间，统筹衔接不同电源类型、不同电力用户、内用与外送需求；充分利用新能源边际发电成本低的优势，逐步拉大电力中长期交易峰、平、谷价差并进行动态调整。扩大绿色电力交易规模；做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接；创新调度和交易模式，支持受“碳关税”政策影响的进出口贸易企业开展高比例新能源电力交易。