(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。
(二十)提升电力需求侧响应能力。挖掘电力需求侧管理潜力，建立需求侧参与市场化辅助服务补偿机制，培育灵活用电负荷，引导负荷跟随系统出力调整，有效减少弃电率。鼓励出台促进可中断、可调节的负荷政策，适当拉大峰谷差价，提高用户消纳可再生能源电力的积极性。加快推广综合性储能应用，加快推进电动汽车智能充放电和灵活负荷控制，提升需求侧对可再生能源发电的响应能力。发挥电能负荷集成商作用，整合分散需求响应资源，建立用于可再生能源电力消纳的虚拟电厂。
(二十一)大力推广可再生能源电力供热。在风能、太阳能和水能资源富集地区，积极推进各种类型电供热替代燃煤供热。推广碳晶、石墨烯发热器件、电热膜等分散式电供暖，重点利用低谷电力发展集中电供热，鼓励建设具备蓄热功能的电供热设施，因地制宜推广可再生能源电力与地热能、生物质能、太阳能结合的综合性绿色供热系统。鼓励风电等可再生能源电力富集地区开展可再生能源电力供暖专项交易，实现可再生能源电力消纳与北方地区清洁供暖相互促进。
六、加快完善市场机制与政策体系
(二十二)加快电力市场建设步伐。充分挖掘跨省跨区输电通道能力，继续扩大跨区域省间可再生能源电力增量市场化交易规模，推进更大范围的区域电力市场建设。围绕日内分时电价形成机制，启动南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等第一批电力现货市场试点，逐步构建中长期交易与现货市场相结合的电力市场体系。在电力市场机制设计和交易规则制定中，要将共同承担可再生能源利用责任作为重要内容。
(二十三)建立可再生能源电力消纳激励机制。总结东北电力辅助服务试点经验，完善电力调峰辅助服务补偿机制，建立风光水火协调运行的激励机制。充分衔接发用电计划有序放开与可再生能源发电保障性收购机制，有序放开省级区域内发用电计划及用户和售电企业的省外购电权，组织电力企业拓展合同电量转让交易，丰富电力市场建设过渡阶段的交易品种。研究电力受端市场激励政策。研究做好可再生能源电力消纳与碳排放、节能减排、能源消费总量控制等各种考核政策的衔接。
(二十四)完善可再生能源发电价格形成机制。完善可再生能源上网电价形成机制，加快新建可再生能源发电项目补贴强度降低。积极开展上网侧峰谷分时电价试点和可再生能源就近消纳输配电价试点，鼓励各类用户消纳可再生能源电量。抓紧对跨省跨区输电工程开展成本监审和重新核定输电价格，在发电计划完全放开前，允许对超计划增量送电输电价格进行动态调整。抓紧完善各省(自治区、直辖市)输配电价格，加强对各地区输配电价日常监管，并指导个别地区适时合理调整输配电价结构，允许在监管周期内保持电价整体水平不变情况下，动态调整各电压等级输电价格。
七、强化组织实施保障
(二十五)落实责任主体。国家发展改革委、国家能源局负责可再生能源消纳工作总体方案的制定和协调。各省(自治区、直辖市)能源管理部门要会同有关部门制定促进本地区可再生能源电力有效利用的政策措施;弃水弃风弃光严重地区的省(自治区、直辖市)能源管理部门要会同有关部门和电网企业等制定本区域可再生能源电力消纳专项方案;具备消纳可再生能源电力市场空间的跨省跨区输电通道受端省(自治区、直辖市)要制定本地区扩大可再生能源电力消纳的目标。电网企业要高度重视可再生能源电力消纳工作，积极整合各方面资源扩大可再生能源电力输送和消纳利用。
(二十六)明确工作机制。各省(自治区、直辖市)能源管理部门于每年一月底前向国家发展改革委、国家能源局报送上年度可再生能源电力消纳情况，提出当年可再生能源电力消纳目标和具体措施。国家发展改革委、国家能源局按年度对各省级区域可再生能源电力消纳目标进行论证评估后确定其当年可再生能源利用相关指标。国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司要按年度组织编制区域可再生能源电力消纳工作方案，报送国家发展改革委、国家能源局。各省(自治区、直辖市)能源管理部门和能源监管机构依据职责分工和有关法律法规加强对各省(自治区、直辖市)电网企业等履行可再生能源电力项目接入电网和输送、落实优先上网和全额保障性收购政策情况的监督。
(二十七)强化监测评价。国家能源局对各省(自治区、直辖市)可再生能源电力消纳情况进行监测，并按年度公布监测评价结果，对弃水弃风弃光严重地区按月监测、按季评估、按年预警。国家能源局按年度向社会公布各省(自治区、直辖市)可再生能源占能源消费量比重以及可再生能源电力消纳量占全社会用电量比重、非水电可再生能源电力消纳量占全社会用电量比重等相关比重指标及其升降情况;对跨省跨区输电通道公布其总输电量中可再生能源电量占比情况;对弃风率、弃光率超过 5%的地区，公布其弃风、弃光电量及弃风率、弃光率数据及与上年度同比升降情况。
