（一）严控煤电新开工规模，坚持集中与分布式相结合的原则发展新能源，加快推进城乡配网及农网升级改造，促进电力行业科学发展
一是严控煤电新开工规模。地方政府及发电企业应认真贯彻落实国家发改委、国家能源局《关于促进我国煤电有序发展的通知》文件要求，密切关注煤电规划建设风险预警提示，有序规划和建设煤电项目，科学确定和严格控制煤电新开工规模，避免进一步加剧煤电产能过剩。二是坚持集中与分布式相结合的原则发展新能源。在具有消纳能力的地区继续推进风电、光伏发电发展，积极推动中东部地区分散式、分布式新能源开发，实现低压并网就地消纳；有关部门及地方在分布式发电的电价、融资、并网、建筑屋顶物权等方面加大政策扶持和创新力度；调动各方面的积极性，鼓励大型发电企业积极参与分布式发电开发。三是加快推进城乡配电网及农网升级改造，促进新能源就地消纳、提高电能替代比重。各级政府及相关企业要认真贯彻落实国务院关于实施新一轮农网改造升级工程电视电话会议精神，以及国家发展改革委《关于加快配电网建设改造的指导意见》、国家能源局《配电网建设改造行动计划(2015～2020年)》等文件要求，加快编制并落实相关专项规划及政策措施，实现配电网布局优化，满足分布式能源及电动汽车快速发展的接入要求，促进新能源就地消纳、提高电能替代比重，并为智慧化用电发展提供保障。
（二）坚持输出与就地消纳并重，加快建立辅助服务市场、提高系统综合调峰能力，着力解决“弃水”“弃风”“弃光”问题
一是扩大可再生能源在更大范围内平衡消纳能力。提高已投运的跨省区输电通道利用效率；结合规划加快跨省区输电工程特别是水电、风电外送通道建设。二是千方百计提高可再生能源发电就近消纳能力。认真落实国家发改委《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》（发改办运行[2015]2554号），鼓励风电、光伏发电企业参与电力直接交易，推进可再生能源与火电发电权交易置换，以及可再生能源替代燃煤自备电厂发电，积极推广电采暖等多种形式的电能替代。三是加快建立辅助服务市场，提高系统综合调峰能力。加快调峰等辅助服务市场建设，在建立相应市场激励机制的基础上加快将部分有条件的煤电机组改造为深度调峰机组，鼓励热电联产、自备电厂积极参与调峰，充分发挥抽水蓄能机组和储能设备的快速调峰能力，着力提高电网的可再生能源消纳能力。四是推广实行峰谷分时电价、完善阶梯电价制度。针对居民等电力用户实行峰谷分时电价等需求侧管理，并适当加大峰谷电价差，提高低谷时段电网负荷水平，促进低谷电能消费；在当前电力消费需求放缓、电力供应能力总体富余的形势下，完善阶梯电价制度，促进电能消费并提高电能替代规模，提升电能占终端能源消费比重。
（三）积极稳妥、统筹推进电力用户直接交易，完善市场交易规则并加强市场秩序监管
一是积极稳妥，统筹推进。各地应遵循我国市场化改革的整体部署，结合本地自身实际，积极稳妥，统筹推进电力用户直接交易；直接交易推进过程中，既要满足国家有关直接交易电量比例放开的进度安排，也要避免推进过快但相关规则尚未健全而出现的不规范竞价；尚未启动直接交易试点的地区要积极探索并尽快启动，为明后年进一步扩大直接交易比例做好准备。二是完善市场交易规则，着力培育各类市场主体。严格遵循电力体制改革9号文和国家有关改革配套文件精神，尽快建立并完善电力直接交易相关交易规则；坚持市场为主、政府引导为辅的原则，厘清政府职责与市场边界；积极探索交易方式，着力规范电力市场主体的准入管理、培育各类市场主体，规范交易双方的交易行为，推动电力市场体系建设。三是加强市场秩序监管。国家有关部门密切跟踪、加强电力用户直接交易监管，对地方政府直接指定交易对象、电量、电价等非市场行为及时纠正，禁止不符合国家产业政策的企业参与直接交易；切实加强直接交易合同约束力，保证交易双方的履约意识，杜绝用户实际用电量与合同电量存在较大偏差、长期拖欠巨额电费等行为，维护市场秩序。
