二是优化调度，尽最大努力消纳新能源。
最大限度调度火电调峰能力。东北、华北电网根据能监局核定的最小运行方式，严格控制供热机组开机方式和发电出力。依托在线监测系统实时监控供热信息，动态计算调峰能力，安排机组最大限度参与深度调峰。
充分发挥抽水蓄能电站作用。吉林白山、辽宁蒲石河：负荷低谷抽水启动分别为344、591次;北京十三陵、山西西龙池：负荷低谷抽水启动分别为381、206次。
采用先进控制手段优化风电场有功出力。扩大风电场自动发电控制系统(AGC)覆盖范围，在蒙东、冀北、甘肃等地区安装AGC系统，每5分钟动态调整风电计划，最大限度利用送出通道的输电能力。1-11月，冀北通过风场AGC多增发电量3.58亿千瓦时，同比增长45%。
加大省间电网调峰互济力度。东北电网2015年组织实施跨省调峰支援290次，增加风电上网电量约7.8亿千瓦时。
加大跨省跨区新能源交易规模。2015年1-11月，国家电网跨省跨区外送风电和光伏电量260亿千瓦时，同比增长48%。其中，哈密-郑州直流累计外送新能源电量19亿千瓦时，同比增长1%，宁东直流累计外送新能源电量46亿千瓦时，同比增长17%，蒙西-华北电网500千伏输电通道累计外送风电78亿千瓦时，同比增长56%。
三是积极推动“两个替代”，扩大新能源消纳空间。
实施电能替代。倡导“以电代煤、以电代油、电从远方来”的能源消费新模式，1-10月，推广实施电能替代项目1.7万个、替代电量638亿千瓦时。
实施清洁替代。在甘肃等地区开展了企业自备电厂与新能源发电企业发电权置换交易。1-11月，甘肃新能源替代自备电厂电量累计达16.48亿千瓦时。
四是不断完善新能源标准体系，服务行业发展。
先后编制修订新能源相关企业标准54项，涵盖系统接入、调度运行、并网检测等关键环节，形成完善的企业标准体系;积极参与并推动新能源行业和国家标准出台，编制行标46项、国标30项;主导编制国际标准1项。
五是加大科技研发投入，带动新能源创新发展。
“十二五”期间，开展企业自主新能源研究课题126项，研发投入13.3亿元;国家科技课题41个，研发投入近9亿元。建成20余项新能源科技示范工程。建成国家风光储输示范工程。通过风光互补、储能调节、智能输电，实现平稳可控的电力输出，接近常规电源的性能指标。建成浙江舟山世界首个±200千伏五端柔性直流输电工程，为海上风电发展奠定基础。
新能源运行消纳情况分析
大规模新能源消纳一直都是世界性难题，与国外相比，我国的新能源消纳问题更为突出。我国风资源集中、规模大，远离负荷中心，难以就地消纳。新能源集中的“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低。加之近两年经济增速放缓，电力增速减慢，多种因素共同作用下，今年新能源消纳矛盾更加突出。
一是用电需求增长放缓，消纳市场总量不足。
2015年1-11月，国家电网调度范围内用电量同比增长0.4%，增速比上年低2.6个百分点，其中东北、华北、西北地区分别为-1.8%、-1.5%，2%。在电力需求增长放缓的情况下，包括新能源在内的各类电源装机保持较快增长。截至11月底，国家电网调度范围内电源总装机同比增长9.9%，超过用电需求增速9.5个百分点。由于新增的用电市场已无法支撑各类电源的快速增长，导致新能源和火电、核电利用小时数均出现下降。1-11月，国家电网调度范围火电、核电、风电、太阳能发电利用小时数同比分别下降356、311、94、45小时。
