举措1：加快跨区输电通道和重点区域配套工程建设

加快推进雅中—江西、白鹤滩—江苏、白鹤滩—浙江特高压直流工程前期工作；启动金上—雄安、陇东—山东特高压直流工程前期工作；与特高压直流工程配套建设华中特高压交流工程，解决华中电网“强直弱交”问题，形成水火互济、多能互补、跨区域电力供需平衡的新格局，基本解决“弃水、弃风、弃光”问题。配合重点区域30万千瓦以下不达标煤电机组淘汰关停，制定配套电网建设改造方案，解决受端电源空心化带来的电压支撑问题，保障电网运行安全。

举措2：积极服务可再生能源项目并网

结合国家可再生能源专项规划和年度计划，滚动开展可再生能源年度新增规模的接网条件和消纳方案研究，为政府制定年度开发建设方案提供决策参考。对符合规划和国家新能源发电投资监测预警等政策要求的可再生能源项目，及时受理项目并网申请，明确提供并网接入方案时限。按照国家有关规定与发电项目签订接网协议，投资建设配套接网工程，确保电源项目本体工程和接网工程同步投运。

举措3：加快建立可再生能源消纳市场化机制

贯彻落实公司《进一步促进发电权交易 实现清洁能源替代的实施意见》，建立发电权专项交易市场和绿色通道，实现2018～2020年清洁能源替代常规火电发电权交易累计达到800亿千瓦时。加快研究电力辅助服务市场机制，引导火电企业、储能、用户可中断负荷等参与调峰调频。完善需求侧响应机制，积极引导新能源汽车有序充放电、客户侧储能装置参与电网调节等措施，主动响应新能源出力变化，进一步促进新能源消纳。探索按照最优路径统一定价，推动建立促进新能源消纳的输电价格机制。

举措4：加强系统调峰能力建设

积极推动火电机组深度调峰改造，严格落实“三北”地区由政府电力主管部门核定的火电最小运行方式和最低技术出力，同步推进其余省区尽快完成核定工作。推广调峰辅助服务市场经验，提升火电机组参与改造和调峰的积极性。推动河北抚宁（秦皇岛）、山东潍坊（临朐）等抽水蓄能电站建设，研究试点抽水蓄能电站参与省间低谷新能源市场化交易，充分发挥抽水蓄能电站调峰作用，提升新能源消纳空间。

举措5：提升大电网平衡能力

实施全网统一调度，统筹电网安全与清洁能源消纳，优先利用清洁能源，实现常规能源及新能源发电出力与用户响应的联合平衡。提高来风、来光、来水的预测精度，为各时间尺度的调度计划制定、运行方式安排及市场交易等提供支撑。加快新能源主动参与电网调节、储能等关键技术攻关和应用，推动完善新能源并网性能等相关技术标准，提高各级电网智能化水平，为新能源高比例运行、大规模外送提供技术保障。