為貫徹落實科學發展觀，促進能源產業結構向節約能源資源和保護環境方向發展，促進可再生能源協調、可持續發展，規范電網企業全額收購可再生能源電量行為、規范可再生能源電價附加補貼和配額交易行為，維護有關各方合法權益，促進可再生能源發展，依據《可再生能源法》、《電力監管條例》和《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》（電監會25號令）、《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》、《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》等相關規定，2008年6～11月，電監會組織各派出機構在全國范圍開展了可再生能源電量收購和電價政策執行情況（2006年1月1日至2008年8月）專項檢查。根據檢查情況，形成可再生能源電量收購和電價政策執行情況監管報告，現予公布。
《可再生能源電量收購和電價政策執行情況監管報告》
國家電力監管委員會監管公告
2008年第7號
（總第10號）
為貫徹落實科學發展觀，促進能源產業結構向節約能源資源和保護環境方向發展，促進可再生能源協調、可持續發展，規范電網企業全額收購可再生能源電量行為、規范可再生能源電價附加補貼和配額交易行為，維護有關各方合法權益，促進可再生能源發展，依據《可再生能源法》、《電力監管條例》和《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》（電監會25號令）、《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》、《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》等相關規定，2008年6～11月，電監會組織各派出機構在全國范圍開展了可再生能源電量收購和電價政策執行情況（2006年1月1日至2008年8月）專項檢查。根據檢查情況，形成本報告，現予公布。
一、基本情況
本次檢查涉及全國（除西藏）30個省、自治區、直轄市約576家電力企業。其中，電網企業126家，包括：各區域、省級電網企業及其調度機構36家，省級以下電網企業90家；發電企業約450家，包括：華能、大唐、華電、國電、中電投、長江電力、國開投、國華電力、華潤電力等中央發電公司所屬可再生能源發電企業和其他地方可再生能源發電企業。
本次檢查，首先由電監會各派出機構組織全國30個省份的電網企業及其調度機構、可再生能源發電企業開展自查。在此基礎上，采取召開座談會和實地察看等方式對104家電網企業和241家發電企業進行了重點檢查和抽查。
自《可再生能源法》實施以來，全國可再生能源發電裝機容量和發電量逐年增長。據本次檢查統計，截至2007年底：全國可再生能源發電裝機約為15494萬千瓦，占當年全國總裝機容量的21.6％。其中水電、風電、生物質能發電裝機容量分別為14823、561、108萬千瓦，分別占總裝機容量的20.64％、0.78％、0.15％。全國可再生能源發電量為4825億千瓦時，占當年全國總發電量的14.8％。其中水電、風電、生物質能發電量分別為4714、53.6、42.5億千瓦時，分別占總發電量的14.4％、0.16％、0.13％。
自2005年底至2007年底：全國可再生能源發電裝機增加了3631萬千瓦，增長了30.6％，其中，水電、風電、生物質能發電裝機分別增長了26.3％、444％、429％。兩年來可再生能源發電裝機占全國發電裝機比例下降了1.37個百分點。全國可再生能源發電量增加了822億千瓦時，增長了20.6％，其中，水電、風電、生物質能發電量分別增長了18.9％、268％、363％。兩年來可再生能源發電量占全國發電量比例下降了1.23個百分點。
二、監管評價
從檢查情況看，《可再生能源法》及其配套規章實施以來，可再生能源發電建設步伐逐年加快、發展環境明顯改善。特別是《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》、《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》、《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》等規章實施后，電網企業在可再生能源發電接入工程建設、上網服務、并網安全運行保障、電量優先調度、電價和附加政策執行、電費全額結算以及信息披露和報送等工作方面有較大提高，進一步促進了可再生能源產業的發展。
（一）可再生能源發展環境日趨改善
可再生能源一系列法規出臺以來，電力企業對可再生能源開發與利用日益重視，依法發展和利用可再生能源的意識逐步增強。電網企業比較重視可再生能源的利用，制定相應措施和辦法，盡可能多地收購可再生能源發電量，為可再生能源發電的發展創造良好條件。
（二）可再生能源發電配套電網規劃及建設工作得到加強
電網企業能夠配合政府有關部門做好可再生能源發展規劃和研究工作，力求電網規劃建設與可再生能源發電規劃建設有機結合。例如：上海、江蘇、寧夏等省市電力公司積極開展風力發電建設對電網影響等調研工作，形成了研究分析報告；安徽、上海等省市電力公司配合政府有關部門開展了生物質能、太陽能、潮汐能發展的規劃編制和研究等工作；遼寧省電力公司完成了風電接入系統規劃方案，并報東北電監局備案。
電網企業能夠按照可再生能源發展規劃及時建設、改造可再生能源發電配套電網設施，為可再生能源發電機組的電力送出提供必要的網絡條件。東北、華中電網公司以及廣東、貴州、遼寧、江蘇、安徽、山西、陜西、寧夏等省電力公司抓緊做好可再生能源發電項目接入系統工程建設、調試、驗收等工作，較好滿足了可再生能源電量送出的需要。福建省電力公司實施了小水電電量上省級電網的戰略性改造，安排新建或改造電網項目70項，總投資額達13.86億元，解決了歷史形成的130多萬千瓦小水電上網容量受阻問題，提高了水能利用效率，水電送出基本不受限制，小水電業主對此反映良好。
（三）可再生能源發電量全額收購得到切實推進
電網企業能夠按照示范文本與可再生能源發電企業簽訂《購售電合同》和《并網調度協議》，配合電力監管機構做好可再生能源發電機組并網安全性評價。北京、青海、浙江等省市電力公司通過開辟“綠色通道”、“一站式服務”等方式，建立了可再生能源發電項目并網申請受理、送出工程設計審查、并網協議簽訂等工作制度，有效提高了可再生能源發電項目并網工作效率；福建省電力公司專門針對地方中小型可再生能源發電企業制定了合同管理和并網調度規范等文件；甘肅、寧夏電力公司編制了可再生能源發電機組并網工作流程，積極為可再生能源發電機組并網提供技術服務和指導。
電網企業能夠執行全額收購可再生能源電量相關規定，除不可抗力和影響電網安全穩定運行情況外，盡量避免由于電網調度因素導致可再生能源發電機組出力受限。南方電網公司及廣東、廣西、重慶等省市電力公司制定了節能發電調度、保證可再生能源全額上網的相關細則和辦法。華東區域內各級調度機構在實踐中摸索了一套保障可再生能源發電量全額上網的做法：風電、徑流式小水電、太陽能、潮汐能根據來風、來水、日照、潮汐情況發電；生物質能發電機組根據發電原料來料情況調整發電量，在自愿的前提下參與調峰；安排有調節能力的小水電在不棄水的前提下參與調峰。南方電網公司所屬各省級及以上調度機構充分考慮可再生能源發電季節性、間歇性特點，優化水火調度，合理編制發電調度計劃，積極開拓低谷用電市場，加大省區間余缺調劑力度，不斷提高可再生能源機組的發電利用小時，其中貴州電力調度通信局充分發揮梯級水庫調節互補性，根據中短期天氣預報，按不棄水或少棄水原則優化水電調度。華東電網公司充分發揮跨流域調節作用，積極組織協調上海、江蘇、浙江等省市電力公司，按照年度計劃消納三峽、葛洲壩等地水電，并通過雙邊交易消納四川低谷富余水電。浙江省電力公司合理安排省內火電機組出力，消化周邊省份的豐水期水電，有效避免了水能浪費。湖南省電力調度中心根據氣候與來水變化實施了較為科學的水電調度方案，甘肅省電力公司通過調整網內其他機組開機方式或出力曲線保證風電最大限度送出，寧夏電力公司將影響可再生能源發電的檢修安排在發電負荷較低時期進行，有效保證了可再生能源發電量優先上網。
（四）可再生能源電價政策執行和電費結算情況趨于規范
電網企業能夠按照價格主管部門批準的可再生能源發電項目上網電價和《購售電合同》約定的電費結算流程、計算方法、結算時間、結算方式等，與發電企業及時、足額結算電費。對政府價格主管部門尚未審批上網電價的可再生能源發電項目，多數電網企業能夠先按臨時結算電價與電廠結算，待電價批復后進行清算及退補電費。可再生能源電價附加征收、補貼、配額交易、可再生能源接網工程的補貼費用標準能夠按照《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》、《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》等有關規定執行，規范賬戶管理，按照文件要求參與配額交易。例如：青海省電力公司通過加強內部管理，大大降低了承兌匯票的比例；寧夏電力公司在可再生能源附加配額交易金額尚未到位的情況下，按照國家批復價格由電網企業墊支及時與發電企業結算電費。
（五）可再生能源信息披露和上報逐步規范
電力企業能夠真實、完整地記載和保存可再生能源發電機組相關技術參數、可再生能源發電量、上網電量、電費及補貼結算情況等有關資料。部分電網企業能夠按照有關要求及時將因不可抗力或者有危及電網安全穩定而未能全額收購可再生能源發電量的情況通知可再生能源發電企業，以各種方式向相關發電企業披露有關信息，并定期報送電力監管機構。例如：華中、西北、南方區域的省級及以上電網企業通過電力交易大廳實時信息平臺、每日網廠電話生產例會、電力市場交易信息網站、廠網聯席會議等方式定期向可再生能源發電企業披露有關信息。上海市電力公司、廣東電網公司每月定期向電力監管機構報送所屬各地市供電企業收購可再生能源電量、電價和電費結算以及可再生能源電價附加收支和配額交易等情況。甘肅省電力公司及時將風電等可再生能源發電送出受限原因、持續時間以書面或會議通報等形式通知發電企業，同時努力做好調整和改進工作。
三、存在問題
（一）可再生能源發電項目建設需進一步加強規劃
部分地區缺乏統一、合理的可再生能源發電和接入系統項目建設規劃，工程項目存在布局不合理和無序建設等問題，風力發電規劃與電網調峰調頻能力的協調有待加強，不同投資主體的電網企業在電網規劃和建設上的協調機制有待完善。例如：內蒙古風電資源富集地區缺乏統一規劃，國家審批和地方審批的項目并存（內蒙錫林郭勒盟灰騰梁地區的風電基地分屬7個發電集團的8個風電企業，裝機容量從1.5萬到4.95萬千瓦不等），風電接入系統工程難以統一建設，同一區域內送出線路重復建設，既浪費土地資源，又造成電網安全隱患。河北北部地區也存在類似問題。江蘇省部分地區生物質能發電規劃布局不合理，部分秸稈電廠之間距離較近，秸稈收集半徑交叉，造成秸稈收集惡性競爭，抬高了成本。山東省菏澤市已投產2個秸稈發電項目，仍有3個項目在建，根據秸稈數量和質量測算，市內秸稈資源已無法滿足需要。廣東、廣西、海南部分地縣小水電建設開發缺乏統一規劃，建設無序，部分小水電建設手續不齊，建設過程中與電網缺乏必要信息溝通，電網規劃建設難以及時配套，部分小水電上網受阻，汛期矛盾較為突出。另外，部分省級政府有關部門未制定可再生能源項目發展規劃，部分省級電網企業未按照要求將可再生能源發電配套電網設施建設規劃情況報電力監管機構備案。
（二）部分可再生能源發電項目接入系統工程建設管理不夠規范
部分電網企業未能按照《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》第五條要求建設可再生能源并網發電項目的接入系統工程，加大了發電企業建設成本。例如：內蒙古西部電網15個風電項目中，僅5個項目的接入電網工程由電網公司負責建設和管理；黑龍江省的風電項目配套接入電網工程基本上由發電企業承擔；吉林省電力公司要求白城地區風電企業共同投資建設500千伏變電站；青海黃河公司大通河流域4座水電站與青海省電力公司協商未果，投資約1億元自建135公里110千伏送出線路；江西省居龍潭、廖坊等兩個省調水電廠的接入系統工程全部由發電企業投資建設。
（三）部分可再生能源發電上網存在“卡脖子”現象
部分電網企業未能及時改造可再生能源發電送出電網設施，造成可再生能源發電出力受限、電量損失。例如：河北張家口地區風電發展迅速，但由于變電容量較小且電網改造滯后，造成風電出力受限；浙江省泰順縣小水電發展迅速，但泰順電網與溫州電網間只有2條110千伏輸電線路，受輸送限額的影響，水電企業只能輪流發電，棄水較多；甘肅風電建設較快，電網建設相對滯后，風電送出受阻問題加劇。
（四）部分可再生能源電量收購中依然存在不規范現象
部分電網企業及其調度機構未制定保證可再生能源發電量全額上網的具體操作規則，在收購可再生能源發電量時，存在通過考核變相減少發電企業上網電量、壓低上網電價、強行分攤線損、不按期或不足額支付電費等問題，特別是一些地方電網企業與小水電矛盾較為突出。例如：陜西電網企業對小水電發電計劃仍然進行考核，造成小水電一定電量損失，變相降低上網電價，且存在延遲、不足額支付電費以及要求小水電承擔2％～10％線損等現象；安徽省、浙江省、重慶市、福建省小水電企業反映關口計量表計安裝點、產權分界點不規范或線損分攤依據不明，存在線損分攤爭議；湖北省電力公司在與清江高壩州電廠結算時，將所謂超過測價電量的上網電量按230元/千千瓦時結算(國家核價為414.5元/千千瓦時)；河南省洛陽市宜陽、欒川、嵩縣等地供電企業與小水電企業結算時，未執行優惠增值稅率（6％），通過采取扣減電量或電費形式將稅負轉嫁給小水電企業；廣西地方縣級供電企業與大網之間未建立規范的交易機制，豐水期間小水電棄水情況時有發生。
（五）部分可再生能源發電《購售電合同》和《并網調度協議》簽訂需進一步規范
部分電網企業特別是地縣級電網企業對《購售電合同》和《并網調度協議》簽訂工作不夠重視，存在合同過期、丟失，形式和內容與范本相差較大，合同雙方的權利和義務不對等，甚至無合同調度交易等現象。例如：廣西大部分縣級供電企業未與可再生能源發電企業簽訂并網調度協議；廣西興安縣供電公司在協議中出現“電費在第三個月付清”等條款；海南電網公司所屬供電企業在與小水電簽訂的合同中，無功考核標準不符合當地政府部門有關規定；湖北省電力公司在與水電企業簽定的合同中仍然規定超過年度計劃的上網電量執行下調后的臨時電價；江蘇省仍在年度合同中約定購電量計劃；貴州電網公司部分縣級供電企業與小水電企業簽訂的《并網調度協議》中，存在變相扣減電量的條款；山西省電力公司在與風電企業簽訂的合同中要求其繳納系統調峰補償費。
（六）可再生能源相關電力企業信息披露和報送工作有待改進
部分省級電網企業存在披露信息不及時、不全面，未能每月向所在地電力監管機構報送上一月度可再生能源發電量、上網電量、電價、電費結算以及電價附加收支等情況。部分可再生能源發電企業也存在報送信息不主動、質量差等問題。有些省級電網企業未能按照要求將調度范圍內可再生能源發電配套電網設施建設規劃報電力監管機構備案，部分電力調度機構未將保證可再生能源電量全額上網的具體操作細則報電力監管機構備案。
（七）可再生能源現行政策、法規、標準需進一步完善
《可再生能源法》頒布實施以來，有關部門出臺了一系列可再生能源配套法規和相關標準，但在執行過程中反映出還存在一些不足。一是2006年1月1日前投產的可再生能源發電項目仍執行以前電價規定，部分企業上網電價偏低，不利于企業持續發展。例如安徽蕪湖綠洲環保有限公司的上網電價為415元/千千瓦時，接近于脫硫標桿電價。二是可再生能源電價補貼和配額交易方案滯后，半年或一年一次的配額交易周期過長，在電價附加存在資金缺口的省份，電網企業無法及時、足額支付本省補貼。三是可再生能源發電項目接入工程的補貼標準偏低，電網投資回收期較長，影響電網企業投資建設積極性。四是直接接入配電網的可再生能源發電項目，其接入系統工程投資主體不夠明確，容易引起廠網矛盾。五是生物質能發電缺乏可遵循的行業標準，在合同簽訂、單位能耗、排放、造價等方面只能參照火電標準，不能反映生物質發電特殊性、更好地維護生物質能發電企業利益。六是某些省市垃圾發電廠垃圾處理費標準偏低，部分垃圾發電得不到足夠的成本補償。七是與可再生能源法規不相符的相關規定尚待清理。
（八）可再生能源電量全額收購受到電網安全穩定運行等因素影響
一是受可再生能源與常規能源電源分布結構特性以及用電負荷特性影響，負荷低谷時段，在火電最小開機方式下，可能出現電網無法承受突然增加的可再生能源發電出力的狀況，造成可再生能源發電出力受限。二是風力發電具有隨機性、間歇性，大多具有反調節特性，大規模風電機組接入電網，給電網調峰、調頻帶來困難，加大了電網運行方式安排難度，對電網安全穩定運行造成一定影響。例如位于東北電網末端的蒙東等地，大量風電項目建設和集中接入，進一步增加了這些地區的電源外送壓力，同時降低了電網穩定水平。三是風電和小水電多分布在偏遠且網架相對薄弱地區，用電市場容量有限，調節手段和能力不足，在電量集中送出時，線路、變壓器等電網設施經常出現過載，影響電網安全穩定運行和供電可靠性。四是目前投產的風電機組大多不能進行有功、無功調節，缺乏低電壓穿越等電網安全運行需要的基本功能，也沒有功率預測系統，加之一些運行管理水平較低的風電和小水電并入電網，給電網的安全穩定運行帶來了一定威脅。
四、整改要求
電力企業要充分認識促進可再生能源開發利用的重要性，不斷增強法律意識，認真貫徹落實可再生能源相關法規、政策，促進可再生能源發電的可持續發展。
（一）電力企業要嚴格執行可再生能源電價和附加政策
電力企業應嚴格執行國家可再生能源電價和附加政策，做好電價附加征收、配額交易、電費和補貼結算等工作。可再生能源發電企業、電網企業要按照電監會關于廠網電費結算的規定，簽訂《購售電合同》，不得自行變更上網電價，也不得通過變相改變上網電量、強行分攤線損等方式變相降低上網電價，要按照價格主管部門批復的上網電價和《購售電合同》的約定及時、足額進行電費結算，不得擅自變更補貼標準，要按照國家批復的補貼標準及時進行補貼支付。電網企業要按照附加征收標準做好可再生能源電價附加的征收工作，要繼續做好賬戶管理工作，按照批復的附加調配方案及時進行配額交易，完成可再生能源電價附加的調配工作。
（二）電網企業要進一步做好全額收購可再生能源電量各項工作
電網企業要加強與可再生能源發電企業間的溝通協調，建立健全相關聯系機制。調度機構要制定科學合理、確保全額收購可再生能源電量的發電調度計劃，制定有關調度操作規則，及時報電力監管機構備案。電網企業應進一步提高可再生能源發電預測的準確性，優化各類機組負荷分配，合理安排設備檢修，防止風力發電出力受限，盡量避免豐水期水電棄水。電網企業要盡快研究解決水電密集度較高地區在豐水期水電電量跨省（區）外送問題。可再生能源上網電量網損要嚴格按產權分界點界定，對于產權不明晰的部分，應本著友好協商的原則確定。電網企業特別是地、縣供電企業要按照電監會《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》、《發電企業與電網企業電費結算暫行辦法》以及《電網運行規則》等要求，參照有關示范文本與可再生能源發電企業協商簽訂并嚴格執行《購售電合同》和《并網調度協議》，規范并網及電費結算等行為。電網企業要抓緊研究解決歷史遺留問題，應由電網企業負責運行和管理的可再生能源送出工程要盡快收購其資產并承擔相應運行和維護職責。
（三）電網企業要科學規劃電網，進一步優化與完善電網結構，促進可再生能源協調發展
電網企業要進一步深入研究論證適應可再生能源發展的電網規劃，提出可再生能源發電配套電網設施建設規劃、電網建設方案以及加強電網管理的意見；結合可再生能源發展規劃，進一步加強對電網結構特性的分析，不斷優化和完善電網結構，努力提高可再生能源發電機組上網發電效率，促進可再生能源發電和電網的協調、可持續發展；進一步加強網架建設，切實做好可再生能源配套電網設施的建設維護工作，按照有關要求做好并網安全性評價和新機組進入商業化運行工作，保證可再生能源項目及時上網發電。
（四）電力企業要加強信息披露和報送工作
電網企業應不斷完善可再生能源相關信息披露制度，進一步加強與發電企業溝通，及時將可再生能源發電上網電量、電價情況及未能全額收購可再生能源電量持續時間、估計電量、具體原因和改進措施等情況書面通知發電企業；嚴格執行可再生能源相關信息報送和備案制度，定期將政府有關部門批準的可再生能源配套電網規劃及其滾動規劃報監管機構備案；制定保證可再生能源發電全額上網的具體操作規則，并報電力監管機構備案。各省級電網企業要定期匯總所屬各級電力調度機構直調可再生能源發電未能全額上網的情況、原因、改進措施等情況并報電力監管機構。省級電網企業和可再生能源發電企業要于每月20日前向所在地電力監管機構報送上一月度可再生能源發電上網電量、上網電價和電費結算情況，省級電網企業應當同時報送可再生能源電價附加收支情況和配額交易情況。
（五）進一步做好可再生能源發電企業安全生產工作
電網企業應進一步加強對可再生能源發電企業的技術指導，消除設備安全隱患。可再生能源發電企業要加強水情、風情等預測工作，及時提出發電計劃申請，協調設備檢修管理，充分發揮可再生能源利用效率。可再生能源發電企業要嚴格執行國家有關并網技術要求，嚴格遵守調度命令，配備必要的保護裝置、自動化裝置及通信裝置，提高負荷預測及生產管理水平。
五、監管建議
（一）加強統一、科學規劃，促進可再生能源協調、有序發展
應根據國家制定的《可再生能源中長期發展規劃》，進一步做好各地區可再生能源發展中長期規劃與年度計劃，制定同步、協調、可持續的可再生能源電源和電網發展規劃，以更好滿足可再生能源發電規模化發展的需要。應充分發揮區域在可再生能源利用上的優勢，在編制省級可再生能源開發利用規劃時，充分考慮可再生能源項目在一定時期的建設容量限制，科學布置可再生能源電源點。進一步理順中央與地方可再生能源發電項目審批體制，使可再生能源發電開發利用規范化，布局合理化，避免無序開發。
（二）進一步完善促進可再生能源發展的價格、財稅政策
全面分析總結近年來促進風電、生物質能、太陽能等可再生能源發電項目發展的有關價格、稅收和財政政策，鞏固成果，進一步完善相關政策，為實現可再生能源的規模化和產業化發展創造條件；進一步研究可再生能源發電上網電價形成機制，結合各地實際情況，對同一地區同類可再生能源發電項目盡可能明確同等水平的價格，生物質能發電價格應根據近兩年來物價水平變化情況適當提高，研究完善小水電上網電價形成機制；進一步研究完善可再生能源發電項目和接入工程的補貼政策，改變現有補貼方式，確定統一的投資回收期，在回收期既定的情況下，制定接網費補貼標準；研究出臺可再生能源發電項目建設和電費、補貼結算的稅收優惠政策，明確減免比例和額度，大力扶持風力發電、太陽能發電、秸稈和垃圾焚燒發電等產業的發展；研究出臺對可再生能源發電企業貼息政策，減少企業的財務費用；根據各地實際，分省、區出臺垃圾補貼標準，適當提高垃圾補貼收入；研究建立全國范圍內的配額交易平臺，按月度開展可再生能源附加收入的配額交易，加快附加補貼的支付。此外，對于2006年以前批準建設的可再生能源發電項目以及小水電的接入工程，也應結合實際情況進行研究，適當解決其電價和補貼問題，減輕電力企業的經營壓力。
（三）進一步加強可再生能源相關技術研究
政府有關部門應進一步引導有關電力機構做好可再生能源相關運行技術研究工作：一是結合可再生能源發展規劃，深入研究電網內電源布局、網架結構以及不同電力系統可接納可再生能源類型與規模問題，發揮資源在更大范圍利用的優勢；二是加強風電、小水電等季節性、間歇性較強的可再生能源發電與電力系統安全穩定之間關系等研究工作，在確保電力系統安全穩定的同時，盡可能保證可再生能源電量全額收購；三是研究編制可再生能源發電接入電網的相關技術導則，規范可再生能源發電的接入系統及其繼電保護、自動化、通信和能量計量裝置等技術標準；四是引進國外先進風電運行經驗和技術，加強對風能參數的預測工作，研究建立風能參數測評系統，研究解決風電場輸出功率穩定和無功補償問題，不斷提高風電在電網中的運行水平；五是不斷提高風電機組及風電場整體測試技術，研究風電場接入電網確保電力系統安全穩定運行的分析評價技術，逐步建立風電場接入電網測試、評價和許可制度。
（四）進一步加強對可再生能源相關規則規范的研究
研究制定針對可再生能源發電項目的輔助政策，為可再生能源發電產業發展創造條件，推動能源結構轉型。一是研究制定促進可再生能源發展的相關標準；二是研究大規模風電場對電網安全穩定運行的影響，提出在電網低谷時段對風電采取限制收購措施的有關規定；三是研究進一步規范和促進可再生能源發電接入配套電網工程建設，提出明確的電網投資建設主體，理清產權分界點和計量點，規范聯網小水電的線損分攤辦法；四是針對聯網小水電倒送電量和力率考核問題，研究修訂新的管理辦法，解決當前各地混亂無序現象，促進小水電協調、可持續發展；五是加強電網輸配電成本監管，科學核定電網建設成本，推進電網建設和改造工作，解決輸電瓶頸問題；六是開展地方電網與主網間購售電價差異調研，逐步規范網間交易行為。
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