合理利用小时

。 有序实施煤电去产能。落实国家煤电发展三个一批政策要求，调整优化、合理控制在建项目和国家规划规模内拟建项目建设时序，逐步降低煤电机组比重。加强煤电机组利用小时数监测分析，完善煤电规划建设风险预警机

供电可靠性达到99.93%以上，年均停电时间下降到6.13小时以下。增强调峰能力。把调峰、储能放到更加重要的位置，在增加利用区外水电的同时，坚持抽水蓄能、燃机调峰和非水储能装置相结合，多式并举，增强
规划规模内拟建项目建设时序，逐步降低煤电机组比重。加强煤电机组利用小时数监测分析，完善煤电规划建设风险预警机制。30万千瓦及以下燃煤发电机组服役期满后一律实施关停淘汰。结合实施煤电机组节能减排与改造行动计划

总装机比例接近60%，新能源发电量占全社会用电量比例超过30%，新能源弃风弃光问题得到有效解决，转化利用效率显著提升，发电小时数达到合理水平，非水可再生能源电力消费占一次能源消费比重超过15%，建成

确保达到2.1亿千瓦以上；风电年发电量确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%；有效解决弃风问题，“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求。与此同时，到2020年底，太阳能发电装机
机制不合理、跨省区补偿调节能力无法充分发挥、需求侧响应能力受到刚性电价政策制约等问题。宏观来看，我国风电、光伏主要集中在“三北”地区，即在国家电网公司经营区域，这些区域恰是弃风、弃光矛盾比较突出的地区

亿千瓦时，约占全国总发电量的6%;有效解决弃风问题，三北地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求。与此同时，到2020年底，太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上。新能源产业的发展蓝图已经绘就，现在考验
现有电力运行管理机制不适应大规模新能源并网需求的状况;改变大量煤电机组发电计划和开机方式核定不科学的现状;解决辅助服务激励政策不到位、省间联络线计划制定和考核机制不合理、跨省区补偿调节能力无法充分发挥

亿千瓦以上;风电年发电量确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%;有效解决弃风问题，三北地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求。与此同时，到2020年底，太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上
。 在这一总体思路下，亟需改善现有电力运行管理机制不适应大规模新能源并网需求的状况;改变大量煤电机组发电计划和开机方式核定不科学的现状;解决辅助服务激励政策不到位、省间联络线计划制定和考核机制不合理

亿千瓦时，约占全国总发电量的6%；有效解决弃风问题，三北地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求。与此同时，到2020年底，太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上。新能源产业的发展蓝图已经绘就，现在考验
现有电力运行管理机制不适应大规模新能源并网需求的状况；改变大量煤电机组发电计划和开机方式核定不科学的现状；解决辅助服务激励政策不到位、省间联络线计划制定和考核机制不合理、跨省区补偿调节能力无法充分发挥

很大潜力没有发挥出来，原因就是欠缺能够充分挖掘各方主观积极性的体制机制。比如对于煤电企业，近年来利用小时数不断走低，企业经营已十分困难，若实施灵活性改造，既需要增加投资、又有可能影响自身发电量，何苦要
曲线等，实现系统安全稳定运行。即使是收益也是被“计划”的，各类电源上网电价通过成本加合理收益率确定，由电网企业统购统销。在严密的统一计划安排下，大家原本相安无事，各得其所。但是风力和光伏发电出现后，规矩

电量;能源主管部门更是三令五申，为弃风弃光问题操碎了心。可以说，相关单位已尽了本分，但仍有很大潜力没有发挥出来，原因就是欠缺能够充分挖掘各方主观积极性的体制机制。比如对于煤电企业，近年来利用小时数不断走低
，调度部门通过具体运行安排实现计划目标即可。具体调度方式是充分计划的，通过提前安排电厂发电曲线、输电通道送电曲线等，实现系统安全稳定运行。即使是收益也是被计划的，各类电源上网电价通过成本加合理收益率确定

，原因就是欠缺能够充分挖掘各方主观积极性的体制机制。比如对于煤电企业，近年来利用小时数不断走低，企业经营已十分困难，若实施灵活性改造，既需要增加投资、又有可能影响自身发电量，何苦要主动革自己的命?比如
曲线等，实现系统安全稳定运行。即使是收益也是被计划的，各类电源上网电价通过成本加合理收益率确定，由电网企业统购统销。在严密的统一计划安排下，大家原本相安无事，各得其所。但是风力和光伏发电出现后，规矩