03促進可再生能源消納的建議

(一)改革電力發展機制，按照系統優化轉型原則實行規劃建設、廠網建設統籌協調

建議按照系統優化轉型原則研究制定中長期電力和電網規劃。

著眼中長期可再生能源開發和消納需求，研究提出我國中長期電力需求、電源布局、電力流向方案，論證全國中長期電網發展技術路線，制定中長期電網布局規劃，強化電網戰略規劃的權威性和約束力，引導可再生能源開發布局和建設時序，發揮電網在能源資源配置中的基礎性作用，適應高滲透率分布式可再生能源發電及新型負荷的快速發展，加快城鎮配電網規劃建設和轉型升級。

優化發展可再生能源基地，合理開發東中部可再生能源。

優化“三北”和西南地區可再生能源基地布局和結構，在電力系統規劃的基礎上優先建設可再生能源電站，重點建設風光水互補運行基地，在有條件的地區積極發展光熱發電等可調節可再生能源電源。不再新建常規燃煤電站，燃煤電站或熱電聯產項目通過靈活性改造在2020年前達到國際先進水平，全面推行燃氣機組和燃煤自備電廠參與系統調峰。

在加強規劃引領、健全監管、市場競爭和退出補貼的基礎上，東中部地區以配電網下平衡消納為前置條件發展分布式可再生能源，建立完善便捷高效的東中部分布式可再生能源開發規劃、用地管理和建設運行監管制度。

控制煤電新增規模，嚴格控制常規煤電轉為熱電聯產。

在可再生能源資源富集地區適時研究火電封存和退出機制。在可再生能源棄電嚴重地區切實執行所有電源的停建、緩建。嚴格控制系統調峰困難地區現役純凝煤電機組供熱改造，滿足采暖需求的供熱改造項目應同步安裝蓄熱裝置，確保系統調峰安全。不允許新建工業項目配套建設自備燃煤熱電聯產項目。

(二)發揮電網關鍵平臺作用，提升可再生能源輸電能力和比重，優化電力系統調度運行

發揮現有跨省跨區輸電通道輸送能力，在滿足系統運行安全、受端地區用電需求的前提下，減少網絡冗余，提高線路運行效率和管理水平，對可再生能源電力實際輸送情況開展監測評估。

在進行一定周期的監測評估基礎上，明確可再生能源電力與煤電聯合外送輸電通道中可再生能源占總輸送電量的比重指標。優先建設以輸送可再生能源為主且受端地區具有消納市場空間的輸電通道。

優化電網調度運行，充分發揮跨省區聯絡線調劑作用，建立省際調峰資源和備用的共享機制，促進送端地區與受端地區調峰資源互劑。利用大數據、云計算、“互聯網+”等先進技術，建立電網側集中預測預報體系，加強電網調度機構與發電企業在可再生能源發電功率預測方面的銜接協同。

(三)將目標引導制度提升并落實為實施可再生能源電力配額制度

建議強化目標引導制度實施，落實地方責任。

根據全國非化石能源占一次能源消費比重到2020、2030年分別達到15%、20%的目標，對各地區可再生能源比重目標完成情況進行定期監測和評價。

根據《可再生能源法》、能源戰略和發展規劃、非化石能源比重目標，綜合考慮各省(自治區、直轄市)可再生能源資源、電力消費總量、跨省跨區電力輸送能力等因素，按年度確定公布各省級區域全社會用電量中的可再生能源電力消費量最低比重要求。

各類電力相關主體共同承擔可再生能源發展責任，各省級電網企業及其他地方電網企業、配售電企業(含社會資本投資的增量配電網企業、自備電廠)負責完成本供電區域內可再生能源電力配額，電力生產企業的發電裝機和年發電量構成應達到規定的可再生能源比重要求，建立與配額制度配套的可再生能源電力綠色證書及交易機制。

(四)完善電力市場機制，發揮區域電網消納空間大和可再生能源邊際成本低的優勢

建議強化落實可再生能源全額保障性收購制度，在最低保障性收購小時數以外的電量，積極開展各種形式的市場交易。電力交易中心應發揮大范圍優化資源配置的優勢，開展跨省區交易。建立跨省區調峰市場化機制。利用不同省區用電負荷、可再生能源發電的錯時特性，挖掘跨省區調峰潛力，提升可再生能源消納能力。

加快推進第一批電力現貨市場試點建設，實現調度運行和市場交易有機銜接，形成體現時間和位置特性的電能量商品價格，為市場主體提供反映市場供需和生產成本的價格信號，促進發揮風電、光伏發電和水電邊際發電成本優勢，同時激勵風電、光伏發電等根據市場價格信號提升自身調節能力，減輕系統調峰壓力。通過加大實施清潔能源供暖、電能替代、發揮需求響應資源優勢等，增加可再生能源就近消納電量。

(五)完善可再生能源電價和消納激勵機制

完善可再生能源發電價格形成機制，跟蹤成本變化，適時適度降低新建可再生能源發電項目補貼強度，對風電、光伏發電等實現規模化發展的可再生能源發電，擴大招標定價范圍和規模以及開展平價上網試點。

開展上網側峰谷分時電價試點和可再生能源就近消納輸配電價試點，鼓勵各類用戶消納可再生能源電量。建立與配額制度配套的可再生能源電力證書及交易機制。

完善可再生能源消納補償機制，在現貨電力市場完全建立前，合理界定輔助服務的范疇和要求，將輔助服務費用納入電網購電費用，或者作為電網系統平衡成本納入輸配電價中。對跨省跨區輸電工程開展成本監測和重新核定輸電價格，在發電計劃完全放開前，允許對超計劃增量送電輸電價格進行動態調整。