舉措1：加快跨區(qū)輸電通道和重點區(qū)域配套工程建設

加快推進雅中—江西、白鶴灘—江蘇、白鶴灘—浙江特高壓直流工程前期工作；啟動金上—雄安、隴東—山東特高壓直流工程前期工作；與特高壓直流工程配套建設華中特高壓交流工程，解決華中電網(wǎng)“強直弱交”問題，形成水火互濟、多能互補、跨區(qū)域電力供需平衡的新格局，基本解決“棄水、棄風、棄光”問題。配合重點區(qū)域30萬千瓦以下不達標煤電機組淘汰關停，制定配套電網(wǎng)建設改造方案，解決受端電源空心化帶來的電壓支撐問題，保障電網(wǎng)運行安全。

舉措2：積極服務可再生能源項目并網(wǎng)

結合國家可再生能源專項規(guī)劃和年度計劃，滾動開展可再生能源年度新增規(guī)模的接網(wǎng)條件和消納方案研究，為政府制定年度開發(fā)建設方案提供決策參考。對符合規(guī)劃和國家新能源發(fā)電投資監(jiān)測預警等政策要求的可再生能源項目，及時受理項目并網(wǎng)申請，明確提供并網(wǎng)接入方案時限。按照國家有關規(guī)定與發(fā)電項目簽訂接網(wǎng)協(xié)議，投資建設配套接網(wǎng)工程，確保電源項目本體工程和接網(wǎng)工程同步投運。

舉措3：加快建立可再生能源消納市場化機制

貫徹落實公司《進一步促進發(fā)電權交易 實現(xiàn)清潔能源替代的實施意見》，建立發(fā)電權專項交易市場和綠色通道，實現(xiàn)2018～2020年清潔能源替代常規(guī)火電發(fā)電權交易累計達到800億千瓦時。加快研究電力輔助服務市場機制，引導火電企業(yè)、儲能、用戶可中斷負荷等參與調峰調頻。完善需求側響應機制，積極引導新能源汽車有序充放電、客戶側儲能裝置參與電網(wǎng)調節(jié)等措施，主動響應新能源出力變化，進一步促進新能源消納。探索按照最優(yōu)路徑統(tǒng)一定價，推動建立促進新能源消納的輸電價格機制。

舉措4：加強系統(tǒng)調峰能力建設

積極推動火電機組深度調峰改造，嚴格落實“三北”地區(qū)由政府電力主管部門核定的火電最小運行方式和最低技術出力，同步推進其余省區(qū)盡快完成核定工作。推廣調峰輔助服務市場經驗，提升火電機組參與改造和調峰的積極性。推動河北撫寧（秦皇島）、山東濰坊（臨朐）等抽水蓄能電站建設，研究試點抽水蓄能電站參與省間低谷新能源市場化交易，充分發(fā)揮抽水蓄能電站調峰作用，提升新能源消納空間。

舉措5：提升大電網(wǎng)平衡能力

實施全網(wǎng)統(tǒng)一調度，統(tǒng)籌電網(wǎng)安全與清潔能源消納，優(yōu)先利用清潔能源，實現(xiàn)常規(guī)能源及新能源發(fā)電出力與用戶響應的聯(lián)合平衡。提高來風、來光、來水的預測精度，為各時間尺度的調度計劃制定、運行方式安排及市場交易等提供支撐。加快新能源主動參與電網(wǎng)調節(jié)、儲能等關鍵技術攻關和應用，推動完善新能源并網(wǎng)性能等相關技術標準，提高各級電網(wǎng)智能化水平，為新能源高比例運行、大規(guī)模外送提供技術保障。