促进新能源发展的建议措施
技术方面
推进煤电机组灵活性改造，加快抽水蓄能电站建设，促进自备电厂参与系统调峰，提高系统灵活性。按照国家能源局“十三五”电力规划，“十三五”期间，“三北”地区将完成煤电改造2.15亿千瓦，增加调峰能力4500万千瓦以上。其次，加快抽水蓄能电站建设，“十三五”期间全国力争开工6000万千瓦，2020年装机达到4000万千瓦左右。再次，我国自备电厂占了一定比例(2015年年底华北、东北、西北自备电厂占火电比重分别达到13%、9%、25%)，而自备电厂基本不参与电网调峰，调峰压力均由公共电网承担，从行业公平角度考虑，自备电厂承担公用调峰职责，提升电网调峰消纳能力。
扩大电网覆盖范围，提高接纳新能源能力。“十三五”期间，全国继续扩大同步电网规模，逐渐形成统一的同步电网，促进新能源的跨区输送及消纳，2017年建成大气污染防治“四交四直”特高压工程和酒泉—湖南、扎鲁特—青州直流工程，2018年建成准东—皖南直流工程。优化送端电源接入系统方案，加强送端电网建设，并探索建设大容量柔性直流示范工程，远距离汇集风电、光伏发电，实现风光水多能互补，最大限度解决弃风弃光问题。
发展智能配电网，适应分布式新能源及多元化负荷接入。针对终端用电负荷呈现多样化、互动化、智能化的新趋势，综合应用智能配电网的各项新技术，满足分布式能源并网，通过实施实施用户智能友好互动工程和开展微电网示范工程，提升配电网接纳新能源、分布式电源及多元化负荷的能力，力争实现配电网对分布式电源的100%就地消纳。针对用户侧“双向互动”的新特征，可以利用限制短路电流、对传统保护方案进行改进、利用多点信息设计保护方案等思路重构继电保护方案，适应多电源复杂网络。
加快推进电能替代和需求侧响应。制定具有针对性的电能替代价格优惠政策，降低用电成本，提高用户参与电能替代的积极性，在居民采暖、工业与农业生产、交通运输领域引导用户参与调峰，主动响应新能源出力变化。
政策保障及市场机制方面
营造有利于新能源消纳的政策环境。近期，出台相关政策保障新能源健康有序发展，比如完善新能源目标引导制度，建立健全绿色证书制度等。中长期来看，新能源在竞争性市场中将具有成本优势，政策保障可以适当淡出。
逐步取消发电计划，推进电力跨省跨区交易，实现全国性资源优化配置。近期，有序放开发电计划，推进现货市场建设，建立新能源跨区消纳的市场机制。中长期，建立跨省区的全国性电力交易市场，促进跨省区资源优化配置和电力消纳，逐步实现各省区电力交易的开放与融合，形成覆盖更大范围的多层次电力交易平台。
探索建立辅助服务市场，提高系统运行灵活性。近期，推动建立不同电源之间的利益补偿机制，继续尝试试点电力辅助服务市场。中长期，探索引入容量市场和辅助服务市场，促进灵活电源建设，增加电源参与辅助服务的灵活性。
调度运行管理方面
加强对新能源功率预测的管理，提高预测精度与分辨率。未来，我国西部北部部分省区新能源装机占比将超过50%，对新能源功率预测与管理提出更高要求，新能源发电功率预测将向高精度、高分辨率、中长期时间尺度方向发展，措施包括极端气象事件预报提高预测分辨率，提高新能源发电功率预测精度，提供多时间尺度的预测产品，建立新能源发电计划申报考核制度等。
优化高比例新能源运行控制手段，实现高比例清洁能源消纳。“十三五”末新能源将逐步纳入日前、日内和实时市场中，需要在调度中考虑市场机制及运行风险，措施包括基于市场机制的多种新能源互补优化调度，高比例新能源运行的风险预警与主动防御等。
增加系统惯量，提高系统运行稳定性。随着新能源出力占比不断增加，系统电力电子化特征凸显，电网转动惯量和等效规模不断减小，可以通过虚拟同步机增加系统惯量，提高系统运行稳定性。“十三五”应开始逐步在“三北”地区布局虚拟同步机，之后，推广至其他地区。
优化跨区通道的运行方式，有力促进新能源的大范围跨区消纳。目前我国已投运直流输电工程一般跟随受端区域负荷特性运行，在每一时段内输电功率恒定。这样虽然有利于受端区域更轻松地接纳新能源发电，但并未充分利用送受端区域的调节能力，通道潜力未得到充分挖掘。未来可在综合考虑受端电网接纳能力的前提下，在送端风电低谷时段，降低直流输电功率，而在送端系统风电大发时段，提高直流输电功率。通过充分利用直流跨区通道的功率调节能力，扩大新能源消纳规模。
FR：国家电网报
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