3.3、探索推进电力市场消纳机制创新

推进东北电力调峰辅助服务市场的探索实践，坚持可再生能源优先并网消纳的原则和法定权益，在科学、公平、透明确定机组灵活调峰能力和技术标准的基础上，建立辅助服务市场化补偿机制，扩大跨省补偿交易范围，通过市场手段挖掘常规电源调峰潜力。通过试点电力用户向发电企业直接购电，逐步探索放开用电选择权，探索推进新能源发电直接售电。

尽快改变电网公司的盈利考核指标和机制，引入电网经营区可再生能源电力消纳评价考核指标，出台切实可操作的可再生能源电力配额制。

打破目前以邻为壑的以省为主体的电力市场管理方式，探索联络线交易新模式，可通过替代发电、流域梯级电站补偿、送受电双方中长期战略合作等途径建立健全利益调节机制。

推进热电厂盈利模式改革创新，释放热电厂灵活性。建议经营性用热和居民用热要分开，实行不同的制度设计；居民用热实行阶梯热价，分户计量；尝试打破长期实行的热源、热网分段经营体制，鼓励和支持“厂（站）网一体，直管到户”的一体化经营模式，减少供热中间环节。

加强配电网规划建设升级，规模大的分布式光伏发电应用（示范）区应同步制定相应的智能配电网建设方案，建设双向互动、控制灵活、安全可靠的配电网系统。在“东北”“西北”“华北”有条件区域，加快抽蓄等灵活调节电源建设。

3.4、加强弃水弃风弃光和并网接入服务监管与考核

建议尽快制定可再生能源并网运行和优先调度管理办法，实施可再生能源电力全额保障性收购管理办法，严格落实可再生能源电力优先上网的政策体系，依法保障新能源发电企业的合法权益。

应根据《可再生能源法》和《电力监管条例》规定，制定并适时出台统一规范的可再生能源发电项目接入系统与并网验收管理办法，明确电网企业办理接入电网和并网验收工作的流程、时限要求，规范可再生能源接入并网工作，满足可再生能源发展需要。

尽快建立约束制度和监管机制，加大对可再生能源电力并网运行和全额保障性收购的监管力度；对电网企业未执行有关规定造成的弃风弃光进行认定，并给予处罚。电网有限公司应当按照《电力企业信息披露规定》的要求，采取有效措施，向可再生能源发电企业及时披露信息，严格按照“三公”调度原则开展调度工作。

3.5、启动建设运行机制综合改革试点结合电力改革试点工作

建议在可再生能源消纳压力大区域，建设清洁能源并网技术和运行机制创新示范区。在内蒙古、新疆、甘肃、东北三省等地区，新增用电需求难以满足消纳新增可再生能源发电需求，必须存量中为可再生能源发电争取市场空间。在新增和现有输电通道规划、设计、计划和调度中，也需要优先保障输送水电、风电和太阳能发电。

在“十三五”前期（2017年以前），在可再生能源消纳压力大的上述省区全面建成可再生能源优先调度示范区，并在全国开始推广实施可再生能源优先调度。

四、全面推进能源转型和现代电力市场建设

可再生能源发展较好的各国经验表明，以市场化为导向的体制机制变革是促进包括新能源在内的能源与电力发展的必然要求和共同趋势，变革核心内容是建立开放、竞争、有序的现代市场体系。

我国大力发展可再生能源必须坚持推进市场化导向电力改革，并建立保障市场发挥决定性作用的公共电网平台、电力管理体制和相关法律法规体系。
　　
4.1、加快推动能源和电力发展转型

从长远看，我们必须按照建设生态文明和美丽中国的战略决策，凝聚社会共识，坚持发展可再生能源的方向不动摇，加快制定长期低碳清洁能源转型战略，明确2030年、2050年的可再生能源等清洁能源发展目标，科学制定中长期发展规划，建立国家能源统筹协调机制，整体推动可再生能源发展。

推动能源财税政策和价格形成机制改革，形成推动可再生能源发展的长效支持机制和公平竞争环境。一是要建立反映资源稀缺性、环境成本的能源价格形成机制。二是积极利用资源环境税、碳税等建立促进可再生能源发展的长效资金支持机制。

进一步推动电力电网系统升级转型，加快发展智能电网。建成适应和支撑可再生能源发展的新型电力系统。

构造新型电力系统功能结构。风电、太阳能发电等可再生能源的比重将显著上升成为主力电源，分布式可再生能源发电也实现普遍应用，而煤电、天然气发电等常规电源的比重将下降成为调峰电源甚至备用电源，电网更加注重公益性、服务性功能。