《方案》提出，完善可再生能源開發利用機制，落實可再生能源優先發電制度，推進可再生能源電力參與市場化交易。同時指出要充分發揮電網關鍵平臺作用，加強可再生能源開發重點地區電網建設，加快推進西南和“三北”地區可再生能源電力跨省跨區配置的輸電通道規劃和建設，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。充分利用已有跨省跨區輸電通道輸送可再生能源電力并提高運行水平。研究提高可再生能源電力輸送能力的技術措施，加快柔性直流輸電技術研究與應用，積極推進張家口可再生能源電力柔性直流輸電示范工程。

盡快解決棄風棄光問題，《方案》提出要充分發揮省際聯絡線互濟作用，完善省級電網企業間調度協調和資源共享，建立省際調峰資源和備用的共享機制，充分利用跨省跨區輸電通道開展送端地區與受端地區調峰資源互濟。加強電網企業與發電企業在可再生能源發電功率預測方面的銜接協同。加快微電網、儲能、智慧能源、新型調相機等關鍵技術攻關和應用。同時多渠道拓展可再生能源電力本地消納，加快實施電能替代。“十三五”期間全國實現電能替代電量4500億千瓦時。大力推廣可再生能源電力供熱。

全面貫徹黨的十九大精神，，、，緊緊圍繞“五位一體”總體布局和“四個全面”戰略布局，牢固樹立創新、協調、綠色、開放、共享的發展理念，遵循能源生產和消費革命戰略，全面樹立能源綠色發展和優先開發利用可再生能源的觀念，嚴格落實《可再生能源法》規定的可再生能源發電全額保障性收購制度，在障電網安全穩定的前提下，實現可再生能源無歧視、無障礙上網，為可再生能源持續健康發展創造良好的市場環境。

堅持政府引導與市場主導相結合。強化能源相關規劃的約束力和執行力，，建立健全可再生能源電力消納監督考核機制。著力完善市場體系和市場機制，發揮市場配置資源的決定性作用，鼓勵以競爭性市場化方式實現可再生能源充分利用。堅持全國統籌與本地利用相結合。進一步加強可再生能源電力

生產地區與消費地區協調聯動，在全國層面統籌好電力供需之間、各電力品種之間、各地區之間的銜接平衡。充分挖掘可再生能源電力生產地區用能需求，加快推進電能替代，鼓勵可再生能源電力優先本地消納。

堅持規范電源與優化通道相結合。堅持集中式與分布式并舉，著力優化可再生能源電力開發布局，統籌火電與可再生能源電力發展，合理把握可再生能源電力發展規模和節奏。推進可再生能源電力開發基地與電力輸送通道同步規劃、同步建設，加快調峰電源建設，促進電網與電源協調發展。

堅持技術創新與體制改革相結合。加快促進可再生能源與信息技術深度融合，全面提升電源、電網、用電各環節消納可再生能源電力的技術水平，探索可再生能源消費新業態、新模式。加快電力市場建設步伐，完善促進可再生能源電力消納的交易機制、輔助服務機制和價格機制，不斷提高可再生能源發電的市場競爭力。

2017年可再生能源電力受限嚴重地區棄水棄風棄光狀況實現明顯緩解。云南、四川水能利用率力爭達到90%左右。甘肅、新疆棄風率降至30%左右，吉林、黑龍江和內蒙古棄風率降至20%左右。甘肅、新疆棄光率降至20%左右，陜西、青海棄光率力爭控制在10%以內。其它地區風電和光伏發電年利用小時數應達到國家能源局2016年下達的本地區最低保障收購年利用小時數(或棄風率低于10%、棄光率低于5%)。各省(自治區、直轄市)能源管理部門要及時總結解決棄水棄風棄光的工作成效和政策措施，并提出后續年度解決棄水棄風棄光的工作目標，國家發展改革委、國家能源局組織評估論證后確認各省(自治區、直轄市)年度工作目標，確保棄水棄風棄光電量和限電比例逐年下降。到2020年在全國范圍內有效解決棄水棄風棄光問題。

各級政府能源管理部門、電網企業、可再生能源開發企業均要遵循能源生產和消費革命戰略，堅持能源綠色發展，把提高可再生能源利用水平作為能源發展的重要任務。可再生能源資源富集地區要加大本地消納可再生能源力度，采取多種措施擴大可再生能源電力消費。具備可再生能源電力消納市場空間的省(自治區、直轄市)要結合跨省跨區輸電通道尤其是特高壓輸電通道能力積極接納區外輸入可再生能源電力，主動壓減本地區燃煤發電，為擴大可再生能源利用騰出市場空間。

各省(自治區、直轄市)能源管理部門應根據國家發展改革委、國家能源局發布的《能源發展“十三五”規劃》及各有關能源專項規劃和經國家能源局批復的本地區能源發展“十三五”規劃確定的本地區可再生能源發展目標，按年度提出能源消費總量中的可再生能源比重指標，將其作為本地區國民經濟發展年度計劃重要指標并保持逐年提升。國家能源局將根據全國非化石能源占一次能源消費比重到2020年、2030年分別達到15%、20%的目標，對各地區可再生能源比重指標完成情況進行監測和評價。

國家根據《可再生能源法》、能源戰略和發展規劃、非化石能源占能源消費比重目標，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，按年度確定各省級區域全社會用電量中可再生能源電力消費量最低比重指標。各類電力相關市場主體共同承擔促進可再生能源利用的責任，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。完善可再生能源電力綠色證書及交易機制，形成促進可再生能源電力生產和消費的新發展模式。《可再生能源電力配額及考核辦法》另行發布。

各電網企業應會同有關電力交易機構，按照電力體制改革關于可再生能源優先發電的政策，根據《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》(發改能源〔2016〕625號)、《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》(發改能源〔2016〕1150號)、《關于有序放開發用電計劃的通知》(發改運行〔2017〕294號)和優先發電、優先購電有關管理規定，落實好可再生能源發電項目最低保障收購年利用小時數內的電量按國家核定的上網電價或經招標確定的電價全額收購的政策。省級電力運行管理部門在編制年度優先發電、優先購電計劃時，要預留規劃內可再生能源發電保障性收購電量，并會同能源管理部門做好可再生能源發電保障性收購與電力市場化交易的銜接。

在國家核定最低保障收購年利用小時數的地區，對最低保障收購年利用小時數之外的可再生能源電量，鼓勵通過市場化交易促進消納利用。充分挖掘跨省跨區輸電通道的輸送能力，將送端地區解決棄水棄風棄光問題與受端地區壓減燃煤消費相銜接，擴大跨省跨區消納可再生能源電力現貨交易。有關省(自治區、直轄市)能源管理部門、電力運行管理部門要積極協調可再生能源發電企業與大用戶、擁有自備電廠的企業開展可再生能源電力市場化交易，主動與受端地區政府及主管部門進行可再生能源電力外送和市場化交易的銜接。北京電力交易中心、廣州電力交易中心及各省級電力交易中心和電網企業要協同組織開展好可再生能源電力市場化交易。有關地區要盡快取消跨省跨區可再生能源電力交易送受端不合理的限價規定，支持可再生能源電力提高市場競爭力。

加強可再生能源開發重點地區電網建設，加快推進西南和“三北”地區可再生能源電力跨省跨區配置的輸電通道規劃和建設，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。充分利用已有跨省跨區輸電通道輸送可再生能源電力并提高運行水平。研究提高可再生能源電力輸送能力的技術措施，加快柔性直流輸電技術研究與應用，積極推進張家口可再生能源電力柔性直流輸電示范工程。2017年，“三北”地區投產晉北至南京、酒泉至湖南、錫盟至泰州、扎魯特-青州直流輸電工程，西南地區投產川渝第三通道。2018年，“三北”地區投產準東-皖南、上海廟至山東直流輸電工程，西南地區投產滇西北-廣東直流輸電工程。

“十三五”后期加快推進四川水電第四回外送輸電通道以及烏東德水電站、白鶴灘水電站和金沙江上游水電外送輸電通道建設。研究提高哈密一鄭州、酒泉一湖南等以輸送可再生能源為主要功能的特高壓輸電通道輸送能力。

盡快形成適應可再生能源電力特性的調度運行體系，出臺節能低碳電力調度辦法。完善跨區域配置可再生能源電力的技術支撐體系，實現送端可再生能源電力生產與受端地區負荷以及通道輸電能力的智能化匹配及靈活調配。對西南地區水電等可再生能源發電集中的區域，建立覆蓋全區域的中長期與短期相結合的發電預測預報體系。國家電網公司、南方電網公司等電網企業要聯合共享相關信息，形成全國性的可再生能源電力發輸用監測調配平臺。

充分發揮省際聯絡線互濟作用，完善省級電網企業間調度協調和資源共享，建立省際調峰資源和備用的共享機制，充分利用跨省跨區輸電通道開展送端地區與受端地區調峰資源互濟。因地制宜開展跨區跨流域的風光水火聯合調度運行，實現多種能源發電互補平衡。加強電網企業與發電企業在可再生能源發電功率預測方面的銜接協同。利用大數據、云計算、“互聯網+”等先進技術，開展流域綜合監測，建立以水電為主的西南調度監控模型，實現跨流域跨區域的統籌優化調度以及四川和云南等周邊省區的水電枯平豐調節。加快微電網、儲能、智慧能源、新型調相機等關鍵技術攻關和應用。

充分挖掘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。充分利用已有跨省跨區輸電通道優先輸送水電、風電和太陽能發電。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。