二、完善可再生能源开发利用机制
(四)全面树立能源绿色消费理念。各级政府能源管理部门、电网企业、可再生能源开发企业均要遵循能源生产和消费革命战略，坚持能源绿色发展，把提高可再生能源利用水平作为能源发展的重要任务。可再生能源资源富集地区要加大本地消纳可再生能源力度，采取多种措施扩大可再生能源电力消费。具备可再生能源电力消纳市场空间的省(自治区、直辖市)要结合跨省跨区输电通道尤其是特高压输电通道能力积极接纳区外输入可再生能源电力，主动压减本地区燃煤发电，为扩大可再生能源利用腾出市场空间。
(五)完善可再生能源开发利用目标监测评价制度。各省(自治区、直辖市)能源管理部门应根据国家发展改革委、国家能源局发布的《能源发展“十三五”规划》及各有关能源专项规划和经国家能源局批复的本地区能源发展“十三五”规划确定的本地区可再生能源发展目标，按年度提出能源消费总量中的可再生能源比重指标，将其作为本地区国民经济发展年度计划重要指标并保持逐年提升。国家能源局将根据全国非化石能源占一次能源消费比重到 2020 年、 2030 年分别达到 15%、20%的目标，对各地区可再生能源比重指标完成情况进行监测和评价。
(六)实行可再生能源电力配额制。国家根据《可再生能源法》、能源战略和发展规划、非化石能源占能源消费比重目标，综合考虑各省(自治区、直辖市)可再生能源资源、电力消费总量、跨省跨区电力输送能力等因素，按年度确定各省级区域全社会用电量中可再生能源电力消费量最低比重指标。各类电力相关市场主体共同承担促进可再生能源利用的责任，各省级电网企业及其他地方电网企业、配售电企业(含社会资本投资的增量配电网企业、自备电厂)负责完成本供电区域内可再生能源电力配额，电力生产企业的发电装机和年发电量构成应达到规定的可再生能源比重要求。完善可再生能源电力绿色证书及交易机制，形成促进可再生能源电力生产和消费的新发展模式。《可再生能源电力配额及考核办法》另行发布。
(七)落实可再生能源优先发电制度。各电网企业应会同有关电力交易机构，按照电力体制改革关于可再生能源优先发电的政策，根据《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》(发改能源〔2016〕 625 号)、《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》(发改能源〔2016〕1150 号)、《关于有序放开发用电计划的通知》(发改运行〔2017〕294 号)和优先发电、优先购电有关管理规定，落实好可再生能源发电项目最低保障收购年利用小时数内的电量按国家核定的上网电价或经招标确定的电价全额收购的政策。省级电力运行管理部门在编制年度优先发电、优先购电计划时，要预留规划内可再生能源发电保障性收购电量，并会同能源管理部门做好可再生能源发电保障性收购与电力市场化交易的衔接。
(八)推进可再生能源电力参与市场化交易。在国家核定最低保障收购年利用小时数的地区，对最低保障收购年利用小时数之外的可再生能源电量，鼓励通过市场化交易促进消纳利用。充分挖掘跨省跨区输电通道的输送能力，将送端地区解决弃水弃风弃光问题与受端地区压减燃煤消费相衔接，扩大跨省跨区消纳可再生能源电力现货交易。有关省(自治区、直辖市)能源管理部门、电力运行管理部门要积极协调可再生能源发电企业与大用户、拥有自备电厂的企业开展可再生能源电力市场化交易，主动与受端地区政府及主管部门进行可再生能源电力外送和市场化交易的衔接。北京电力交易中心、广州电力交易中心及各省级电力交易中心和电网企业要协同组织开展好可再生能源电力市场化交易。有关地区要尽快取消跨省跨区可再生能源电力交易送受端不合理的限价规定，支持可再生能源电力提高市场竞争力。
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。
