四、深挖电源侧调峰潜力，全面提升电力系统调节能力

       （十二）实施火电灵活性改造。省级政府相关主管部门负责制定年度火电灵活性改造计划，国家能源局派出机构会同相关部门组织省级电网公司对改造机组进行验收。研究出台火电灵活性改造支持性措施，将各地火电灵活性改造规模与新能源规模总量挂钩。

       （十三）核定火电最小技术出力率和最小开机方式。国家能源局派出机构会同相关部门，组织省级电网公司开展火电机组单机最小技术出力率和最小开机方式的核定；2018年底前全面完成核定工作，并逐年进行更新和调整；电力调度机构严格按照核定结果调度火电机组。

       （十四）通过市场和行政手段引导燃煤自备电厂调峰消纳清洁能源。进一步扩大清洁能源替代自备电厂负荷市场交易规模，研究出台自备电厂负荷调峰消纳新能源的相关政策，加强自备电厂与主网电气连接，率先实现新能源富集地区自备电厂参与调峰。督促自备电厂足额缴纳政府性基金和附加，提高清洁能源替代发电的竞争性。2018年，清洁能源年替代自备电厂发电量力争超过100亿千瓦时；到2020年，替代电量力争超过500亿千瓦时。

       （十五）提升可再生能源功率预测水平。可再生能源发电企业利用大数据、人工智能等先进技术提高风况、光照、来水的预测精度，增加功率预测偏差奖惩力度，对于偏差超过一定范围的电量进行双向考核结算，国家能源局派出机构或地方能源主管部门做好考核细则制定工作，区域和省级电网公司做好功率预测的汇总和考核工作。

       五、完善电网基础设施，充分发挥电网资源配置平台作用

       （十六）提升电网汇集和外送清洁能源能力。加快推进雅中、乌东德、白鹤滩、金沙江上游等水电外送通道建设；研究推进青海、内蒙古等富集地区高比例可再生能源通道建设。加强可再生能源富集区域和省份内部网架建设，重点解决甘肃、两广、新疆、河北、四川、云南等地区内部输电断面能力不足问题。

       （十七）提高存量跨省区输电通道可再生能源输送比例。充分发挥送受两端煤电机组的调频和调峰能力，调度机构要充分利用可再生能源的短期和超短期功率预测结果，滚动修正送电曲线。2020年底前，主要跨省区输电通道中可再生能源电量比例力争达到平均30%以上。

       （十八）实施城乡配电网建设和智能化升级。持续开展配电网和农网改造建设，推动智能电网建设，提升配电自动化覆盖率，增强电网分布式清洁能源接纳能力以及对清洁供暖等新型终端用电的保障能力。

       （十九）研究探索多种能源联合调度。研究试点火电和可再生能源联合优化运行，探索可再生能源电站和火电厂组成联合调度单元，内部由火电为可再生能源电站提供调峰和调频辅助服务；联合调度单元对外视为整体参加电力市场并接受电网调度机构指令。水电为主同时有风电、光伏发电的区域，以及风电、光伏发电同时集中开发的地区，可探索试点按区域组织多种电源协调运行的联合调度单元。鼓励新建核电项目结合本地实际，配套建设抽水蓄能等调峰电源。

       （二十）加强电力系统运行安全管理与风险管控。调度机构要科学合理安排运行方式，建立适应新能源大规模接入特点的电力平衡机制。加强涉网机组安全管理，增强电网对新能源远距离外送的安全适应性，完善分布式新能源接入的技术标准体系。加快建设完善新能源发电技术监督管理体系，加强新能源企业电力监控系统安全防护等网络信息安全工作，提高新能源发电设备的安全运行水平。针对新能源并网容量增加出现的安全风险，电力企业要落实电力安全生产主体责任，全面加强电网安全风险管控工作。国家能源局派出机构和省级政府能源主管部门要按照职能，切实加强电力系统运行安全管理与风险管控，定期开展监督检查工作。

       六、促进源网荷储互动，积极推进电力消费方式变革

       （二十一）推行优先利用清洁能源的绿色消费模式。倡导绿色电力消费理念，推动可再生能源电力配额制向消费者延伸，鼓励售电公司和电网公司制定清洁能源用电套餐、可再生能源用电套餐等，引导终端用户优先选用清洁能源电力。

       （二十二）推动可再生能源就近高效利用。选择可再生能源资源丰富的地区，建设可再生能源综合消纳示范区。开展以消纳清洁能源为目的的清洁能源电力专线供电试点，加快柔性直流输电等适应波动性可再生能源的电网新技术应用。探索可再生能源富余电力转化为热能、冷能、氢能，实现可再生能源多途径就近高效利用。

       （二十三）优化储能技术发展方式。充分发挥储电、储热、储气、储冷在规模、效率和成本方面的各自优势，实现多类储能的有机结合。统筹推进集中式和分布式储能电站建设，推进储能聚合、储能共享等新兴业态，最大化利用储能资源，充分发挥储能的调峰、调频和备用等多类效益。

       （二十四）推进北方地区冬季清洁取暖。全面落实《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》要求，加快提高清洁供暖比重。加强清洁取暖总体设计与清洁能源消纳的统筹衔接，上下联动落实任务分工，明确省级清洁取暖实施方案。2019年、2021年实现北方地区清洁取暖率达到50%、70%。

       （二十五）推动电力需求侧响应规模化发展。鼓励大工业负荷参加辅助服务市场，发挥电解铝、铁合金、多晶硅等电价敏感型高载能负荷的灵活用电潜力，消纳波动性可再生能源。鼓励并引导电动汽车有序充电。加快出台需求响应激励机制，培育需求侧响应聚合服务商等新兴市场主体，释放居民、商业和一般工业负荷的用电弹性，将电力需求侧资源纳入电力市场。

       七、落实责任主体，提高消纳考核及监管水平

       （二十六）强化清洁能源消纳目标考核。科学测算清洁能源消纳年度总体目标和分区域目标，进一步明确弃电量、弃电率的概念和界定标准。弃水、弃风、弃光情况严重和核电机组利用率低的省（区、市），当地能源主管部门要会同国家能源局派出监管机构制定本地区解决清洁能源消纳问题的专项方案。组织具备接受外送清洁能源消纳条件的省（区、市），明确本区域消纳目标。明确新能源与煤电联合外送通道中，非水可再生能源占总电量的运行比重目标，并实施年度考核。原则上，对风电、光伏发电利用率超过95%的区域，其限发电量不再计入全国限电量统计。对水能利用率超过95%的区域和主要流域（河流、河段），其限发电量不再计入全国限电量统计。

       （二十七）建立清洁能源消纳信息公开和报送机制。电网企业和电力交易机构按月向国家能源主管部门提供发电计划和跨省跨区通道的送电曲线、各类电源逐小时实际出力情况和清洁能源交易情况备查。国家能源主管部门组织第三方技术机构对清洁能源消纳进行监测评估，并向社会公布。

       （二十八）加强清洁能源消纳监管督查。全面梳理各地和电网企业对《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《保障核电安全消纳暂行办法》等清洁能源消纳政策的落实情况。对实施方案和消纳目标完成情况按月监测、按季度评估、按年度考核，国家能源局派出监管机构开展清洁能源消纳专项督查和清洁能源消纳重点专项监管，对政策执行不力和达不到消纳目标的地区依法予以追责。畅通12398能源监管热线，及时分析统计涉及清洁能源消纳的投诉、举报和咨询等情况。

       附件：清洁能源消纳主要目标