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三、充分发挥电网关键平台作用
（九）提升可再生能源电力输送水平。加强可再生能源开发重点地区电网建设，加快推进西南和“三北”地区可再生能源电力跨省跨区配置的输电通道规划和建设，优先建设以输送可再生能源为主且受端地区具有消纳市场空间的输电通道。充分利用已有跨省跨区输电通道输送可再生能源电力并提高运行水平。研究提高可再生能源电力输送能力的技术措施，加快柔性直流输电技术研究与应用，积极推进张家口可再生能源电力柔性直流输电示范工程。2017年，“三北”地区投产晋北至南京、酒泉至湖南、锡盟至泰州、扎鲁特-青州直流输电工程，西南地区投产川渝第三通道。2018年，“三北”地区投产准东-皖南、上海庙至山东直流输电工程，西南地区投产滇西北-广东直流输电工程。“十三五”后期加快推进四川水电第四回外送输电通道以及乌东德水电站、白鹤滩水电站和金沙江上游水电外送输电通道建设。研究提高哈密一郑州、酒泉一湖南等以输送可再生能源为主要功能的特高压输电通道输送能力。
（十）完善跨区域可再生能源电力调度技术支持体系。尽快形成适应可再生能源电力特性的调度运行体系，出台节能低碳电力调度办法。完善跨区域配置可再生能源电力的技术支撑体系，实现送端可再生能源电力生产与受端地区负荷以及通道输电能力的智能化匹配及灵活调配。对西南地区水电等可再生能源发电集中的区域，建立覆盖全区域的中长期与短期相结合的发电预测预报体系。国家电网公司、南方电网公司等电网企业要联合共享相关信息，形成全国性的可再生能源电力发输用监测调配平台。
（十一）优化电网调度运行。充分发挥省际联络线互济作用，完善省级电网企业间调度协调和资源共享，建立省际调峰资源和备用的共享机制，充分利用跨省跨区输电通道开展送端地区与受端地区调峰资源互济。因地制宜开展跨区跨流域的风光水火联合调度运行，实现多种能源发电互补平衡。加强电网企业与发电企业在可再生能源发电功率预测方面的衔接协同。利用大数据、云计算、“互联网+”等先进技术，开展流域综合监测，建立以水电为主的西南调度监控模型，实现跨流域跨区域的统筹优化调度以及四川和云南等周边省区的水电枯平丰调节。加快微电网、储能、智慧能源、新型调相机等关键技术攻关和应用。
（十二）提高现有输电通道利用效率。充分挖掘现有跨省跨区输电通道输送能力，在满足系统运行安全、受端地区用电需求的前提下，减少网络冗余，提高线路运行效率和管理水平，对可再生能源电力实际输送情况开展监测评估。充分利用已有跨省跨区输电通道优先输送水电、风电和太阳能发电。在进行一定周期的监测评估基础上，明确可再生能源电力与煤电联合外送输电通道中可再生能源占总输送电量的比重指标。
四、加快优化电源结构与布局
（十三）统筹煤电与可再生能源电力发展。把防范化解煤电产能过剩风险与促进可再生能源电力有序发展有机结合，积极落实《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》（发改能源〔2017〕1404号），可再生能源弃电严重地区要切实完成2017年淘汰、停建、缓建煤电任务。根据电力供需形势变化，继续做好防范化解煤电产能过剩风险后续任务分解，确保2020年全国投产煤电装机控制在11亿千瓦以内。
（十四）优化可再生能源电力发展布局。坚持集中式与分布式并举，统筹可再生能源电力开发建设与市场消纳，积极支持中东部分散资源的开发，合理把握限电严重地区可再生能源电力发展节奏，督促各地区严格执行风电、光伏发电投资监测预警机制。实行可再生能源电力消纳预警机制，国家能源局对各地区年度可再生能源电力限电情况进行评估，在确保限电比例下降的前提下合理确定年度新增建设规模。
（十五）加快龙头水库电站建设统筹流域运行协调。充分发挥龙头水库作用，提高西南水电流域梯级水电站的调节能力，加快建设雅砻江两河口、大渡河双江口水电站。在统筹考虑金沙江中游龙盘水电站涉及少数民族、文化保护和生态环保问题的基础上，积极推进相关前期工作。研究建立流域各方共同参与、共同受益的利益共享机制。统筹水电运行协调，完善主要流域及大区域水能利用监测体系，科学开展流域梯级联合调度和跨流域水电联合调度，提高流域综合效益。
（十六）切实提高电力系统调峰能力。2017年，“三北”地区开展1635万千瓦火电灵活性示范项目改造，增加系统调峰能力480万千瓦，并继续扩大火电机组灵活性改造范围，大幅提升火电调峰能力。认定一批火电机组作为可再生能源消纳调峰机组，在试点示范的基础上，落实火电机组深度调峰补偿机制，调动火电机组调峰积极性。按照经济技术合理原则，“十三五”期间开工抽水蓄能电站共计约6000万千瓦，其中“三北”地区约2800万千瓦。在华北、华
东、南方等地区建设一批天然气调峰电站，新增装机500万千瓦以上。
五、多渠道拓展可再生能源电力本地消纳
（十七）推行自备电厂参与可再生能源电力消纳。合理引导自备电厂履行社会责任参与可再生能源电力消纳，并通过市场化手段对调峰成本给予经济补偿，使其在可再生能源电力限电时段积极主动压减发电出力。同时，充分发挥政府宏观调控作用，采取统筹管理、市场交易和加强监管相结合的措施，深入挖掘自备电厂调峰潜力，有效促进可再生能源电力消纳。有关省级电网企业要制定企业自备电厂参与系统调峰的技术方案，在有关省级政府的支持下将自备电厂纳入电网统一调度运行。新疆、甘肃要把企业自备电厂减少出力、参与系统调峰作为解决其严重弃风弃光问题的一个重要途径。鼓励各地区组织建设可再生能源消纳产业示范区，促进可再生能源电力就近利用。
（十八）拓展电网消纳途径和模式。结合增量配电网改革试点，扩大可再生能源电力消费，积极开展新能源微电网建设，鼓励发展以消纳可再生能源等清洁能源为主的微电网、局域网、能源互联网等新模式，提高可再生能源、分布式电源接入及消纳能力，推动可再生能源分布式发电发展。开展分布式发电市场化交易试点，分布式可再生能源在同一配电网内通过市场化交易实现就近消纳。
（十九）加快实施电能替代。鼓励可再生能源富集地区布局建设的电力制氢、大数据中心、云计算中心、电动汽车及配套设施等优先消纳可再生能源电力。重点在居民采暖、生产制造、交通运输、电力供应与消费四个领域，试点或推广电采暖、各类热泵、工业电锅炉（窑炉）、农业电排灌、船舶岸电、机场桥载设备、电蓄能调峰等电力消纳和利用设施。2017年，“三北”地区完成电能替代450亿千瓦时，加快推动四川、云南电能替代，鼓励实施煤改电，扩大本地电力消费途径。“十三五”期间全国实现电能替代电量4500亿千瓦时。
