（一）加强
规划统筹。四川省、云南省政府有关部门要结合电力供需形势，优化两省电力“十三五”发展目标，科学安排在建项目开发时序，保持水电、风电、太阳能等合理发展规模，力争“十三五”后期不再新增弃水问题。
（二）加快
规划内的水电送出通道建设。相关省（区、市）政府部门和电力企业要结合市场需求和电源建设，尽快按照国家确定的雅砻江中游、大渡河上游等大型水电的消纳方案开展工作，明确输电方案，配套建设水电送电通道。国家电网公司、南方电网公司要尽快建成“十三五”
规划的滇西北至广东±800千伏直流输电工程，开工四川水电外送江西特高压直流输电工程、乌东德电站送电广东广西输电工程，结合在建梯级建设投产时序，积极协调推进白鹤滩水电站和金沙江上游水电外送通道建设工作，争取“十三五”期间新增四川送电能力2000万千瓦以上、新增云南送电能力1300万千瓦以上，确保水电送出通道需求。
（三）加强水火互济的输电通道
规划和建设。国家发展改革委、国家能源局会同相关省政府部门、电网企业，推进云南贵州、四川陕西的输电通道建设，从
规划上考虑连接云南贵州电网，增加四川陕西通道能力，实现相邻电网互联互通，水火互济。
（四）加强国家电网与
南方电网输电通道
规划和建设。国家发展改革委、国家能源局会同相关省政府部门、电网公司加强国家电网和南方电网之间输电通道
规划研究，提高输电能力，建立水电跨网消纳机制，进一步扩大云南水电的消纳空间。
（五）加快推进龙头水库建设。国家发展改革委、国家能源局会同相关省政府部门、发电集团公司加快推进雅砻江两河口、大渡河双江口水电站建设，推动金沙江中游龙盘水电站尽早开工，争取尽早竣工建成，增加雅砻江、大渡河和金沙江中游水电调节能力。
二、完善价格机制，提高水电竞争力
（六）调整富余水电消纳的价格机制。在保证跨省区送受水电一定优先发电计划的基础上，富余水电通过参与受电地区市场竞价扩大外送比例。鼓励四川、云南等省利用富余水电边际成本低的优势，积极开展水电与载能企业专线供电试点，增加本地消纳和外送。
（七）
研究完善跨省跨区输配电价机制。国家发展改革委会同国家能源局，指导云南省适时合理调整输配电价结构，降低省内500千伏输电价格；
研究完善跨省跨区输电价格形式，采取两部制等方式实现增送电量输电费用下降，增加西南水电在受端地区竞争力。
三、建立市场和鼓励政策等长效机制，促进水电消纳
（八）建立健全市场化消纳机制。按照深化电力体制改革要求，积极发挥北京、广州区域电力交易平台作用，完善市场规则和交易机制，推进跨省跨区水电市场化交易，鼓励开展电力现货市场试点，形成有利于水电优化配置的市场化机制和价格机制；进一步放开发用电计划，推动送受双方通过自主协商、集中竞价等方式开展跨省区市场化交易，
研究开展跨省跨区水火发电置换交易，通过合理机制鼓励受电地区减少火电出力，为接纳外来水电腾出空间，促进跨省跨区资源优化配置；进一步完善电力辅助服务补偿机制，鼓励各地积极稳妥建立电力辅助服务市场机制，提高电力企业提供辅助服务的积极性；大力实施电能替代，促进水电消纳。一、加强
规划引导和全局统筹，促进电源电网协调发展
（一）加强
规划统筹。四川省、云南省政府有关部门要结合电力供需形势，优化两省电力“十三五”发展目标，科学安排在建项目开发时序，保持水电、风电、太阳能等合理发展规模，力争“十三五”后期不再新增弃水问题。
（二）加快
规划内的水电送出通道建设。相关省（区、市）政府部门和电力企业要结合市场需求和电源建设，尽快按照国家确定的雅砻江中游、大渡河上游等大型水电的消纳方案开展工作，明确输电方案，配套建设水电送电通道。国家电网公司、南方电网公司要尽快建成“十三五”
规划的滇西北至广东±800千伏直流输电工程，开工四川水电外送江西特高压直流输电工程、乌东德电站送电广东广西输电工程，结合在建梯级建设投产时序，积极协调推进白鹤滩水电站和金沙江上游水电外送通道建设工作，争取“十三五”期间新增四川送电能力2000万千瓦以上、新增云南送电能力1300万千瓦以上，确保水电送出通道需求。
（三）加强水火互济的输电通道
规划和建设。国家发展改革委、国家能源局会同相关省政府部门、电网企业，推进云南贵州、四川陕西的输电通道建设，从
规划上考虑连接云南贵州电网，增加四川陕西通道能力，实现相邻电网互联互通，水火互济。
（四）加强国家电网与
南方电网输电通道
规划和建设。国家发展改革委、国家能源局会同相关省政府部门、电网公司加强国家电网和南方电网之间输电通道
规划研究，提高输电能力，建立水电跨网消纳机制，进一步扩大云南水电的消纳空间。
（五）加快推进龙头水库建设。国家发展改革委、国家能源局会同相关省政府部门、发电集团公司加快推进雅砻江两河口、大渡河双江口水电站建设，推动金沙江中游龙盘水电站尽早开工，争取尽早竣工建成，增加雅砻江、大渡河和金沙江中游水电调节能力。
二、完善价格机制，提高水电竞争力
（六）调整富余水电消纳的价格机制。在保证跨省区送受水电一定优先发电计划的基础上，富余水电通过参与受电地区市场竞价扩大外送比例。鼓励四川、云南等省利用富余水电边际成本低的优势，积极开展水电与载能企业专线供电试点，增加本地消纳和外送。
（七）
研究完善跨省跨区输配电价机制。国家发展改革委会同国家能源局，指导云南省适时合理调整输配电价结构，降低省内500千伏输电价格；
研究完善跨省跨区输电价格形式，采取两部制等方式实现增送电量输电费用下降，增加西南水电在受端地区竞争力。
三、建立市场和鼓励政策等长效机制，促进水电消纳
（八）建立健全市场化消纳机制。按照深化电力体制改革要求，积极发挥北京、广州区域电力交易平台作用，完善市场规则和交易机制，推进跨省跨区水电市场化交易，鼓励开展电力现货市场试点，形成有利于水电优化配置的市场化机制和价格机制；进一步放开发用电计划，推动送受双方通过自主协商、集中竞价等方式开展跨省区市场化交易，
研究开展跨省跨区水火发电置换交易，通过合理机制鼓励受电地区减少火电出力，为接纳外来水电腾出空间，促进跨省跨区资源优化配置；进一步完善电力辅助服务补偿机制，鼓励各地积极稳妥建立电力辅助服务市场机制，提高电力企业提供辅助服务的积极性；大力实施电能替代，促进水电消纳
国家发展改革委
国家能源局
2017年10月19日
