二、加強日常運行調節，充分運用利益補償機制為清潔能源開拓市場空間
　　（九）各省（區、市）政府主管部門在確定年度發電計劃和跨省區送受電計劃后，電力企業應據此協商簽訂購售電合同，并通過替代發電（發電權交易）、輔助服務等市場機制，實現不同類型電源的利益調節，促進清潔能源多發滿發。具備條件的地區，可跨省區實施。
　　（十）各地應建立完善調峰補償機制，加大調峰補償力度，鼓勵通過市場化方式確定調峰承擔方，鼓勵清潔能源直接購買輔助服務。對于煤電機組為避免棄水、棄風、棄光而進行的深度調峰或機組啟停，應通過增加發電量等方式進行獎勵，所需電量在年度電量計劃安排中統籌考慮，年終結清。
　　（十一）可再生能源消納困難的地區，可通過市場化的經濟補償機制激勵煤電機組調峰。調峰深度沒有達到平均調峰率的，不予補償；調峰深度超過平均調峰率的，予以遞進補償；實施啟停調峰的，予以一次性補償。補償所需費用由受益的可再生能源和煤電機組根據程度進行相應分攤。補償與分攤費用應保持平衡。
　　（十二）水電裝機比重較大地區應研究制定水火發電互濟機制。在明確煤電機組最小開機方式的前提下，組織水電機組、煤電機組進行替代發電，對為保障水電多發滿發而減發的煤電機組進行補償。如產生電網增收，應主要用于煤電機組補償。并可嘗試通過梯級電站流域補償、冷備用補償、股權置換等方式實現不同發電主體間的利益調節。
　　（十三）各省（區、市）政府主管部門應會同相應能源監管機構，結合運行經驗和供需形勢，重新核定煤電機組（含熱電）的最小技術出力和開機方式，不斷研究探索水電、風電、光伏發電與煤電（含熱電）等聯合運行和優化運行。
　　（十四）健全跨省區送受電利益調節機制。跨省區送受電協議已由國家協調明確價格的應遵照執行，市場機制比較完善的也可由送受電雙方根據實際運行情況，按照風險共擔、利益共享原則全部或部分重新協商確定，并將協商結果報送國家發展改革委和國家能源局；國家未明確價格的，由送受電雙方協商確定送電價格和電量。
　　（十五）各省（區、市）政府主管部門應和有關部門定期公布發電運行考核結果，及時公開發布電網運行信息和機組調峰參數等信息。能源監管機構應按月向省（區、市）政府有關部門通報輔助服務管理和并網運行管理數據。
　　三、加強電力需求側管理，通過移峰填谷為清潔能源多發滿發創造有利條件
　　（十六）各省（區、市）政府主管部門應加強電力需求側管理，鼓勵電力用戶優化用電負荷特性、參與調峰調頻，加大峰谷電價差，用價格手段引導移峰填谷，緩解發電側調峰壓力，促進多消納清潔能源。
　　（十七）各省（區、市）政府主管部門要加快電力需求側管理平臺開發建設，推廣在線監測，幫助用戶實現用電精細化，為減少電網峰谷差提供技術支持。
　　（十八）各省（區、市）政府主管部門要積極嘗試開展需求響應試點，以在線監測和互聯網技術為支撐，綜合運用補貼政策、價格政策等，對在高峰時段主動削減負荷的用戶給予經濟補償，或通過與清潔能源開展直接交易給予補償。
　　（十九）各省（區、市）政府主管部門應研究完善配套政策，創新工作思路，督促電網企業落實分布式發電并網政策，促使電網企業多吸納分布式發電。
　　（二十）鼓勵有條件的地區推廣熱電機組蓄熱技術，開展低谷電力供熱試點。
　　四、加強相互配合和監督管理，確保清潔能源多發滿發政策落到實處
　　（二十一）清潔能源發電企業應滿足并網技術要求，提高出力預測精度，加強生產運行管理，提升電能質量，減輕電網穩定運行的壓力。
　　（二十二）電網企業應統一負責清潔能源發電出力預測，科學安排機組組合，充分挖掘系統調峰潛力，合理調整旋轉備用容量，在保證電網安全運行的前提下，促進清潔能源優先上網，落實可再生能源全額保障性收購；加快點對網輸電線路改造，提升吸納可再生能源能力。有條件的電網，可以開展清潔能源優先調度試點，即以最大限度消納清潔能源上網電量為目標，聯合優化調度，靈活安排運行備用容量。
　　（二十三）電網企業應加強清潔能源富集地區送電通道的建設，發展智能電網技術，改善清潔能源并網條件，擴大資源配置范圍。
　　（二十四）各省（區、市）政府主管部門應會同相應能源監管機構，加強對電力調度、發電運行和年度發電計劃實施的監督，定期組織通報電力運行信息，協調清潔能源并網及運行矛盾，切實保障清潔能源多發滿發。
　　（二十五）能源監管機構要對可再生能源全額上網情況進行監管，對未能全額上網的，應查明原因，理清責任，督促相關方限期改正。
　　
　　國家發展改革委

　　國 家 能 源 局

　　2015年3月20日