(十二)水电装机比重较大地区应研究制定水火发电互济机制。在明确煤电机组最小开机方式的前提下，组织水电机组、煤电机组进行替代发电，对为保障水电多发满发而减发的煤电机组进行补偿。如产生电网增收，应主要用于煤电机组补偿。并可尝试通过梯级电站流域补偿、冷备用补偿、股权置换等方式实现不同发电主体间的利益调节。
(十三)各省(区、市)政府主管部门应会同相应能源监管机构，结合运行经验和供需形势，重新核定煤电机组(含热电)的最小技术出力和开机方式，不断研究探索水电、风电、光伏发电与煤电(含热电)等联合运行和优化运行。
(十四)健全跨省区送受电利益调节机制。跨省区送受电协议已由国家协调明确价格的应遵照执行，市场机制比较完善的也可由送受电双方根据实际运行情况，按照风险共担、利益共享原则全部或部分重新协商确定，并将协商结果报送国家发展改革委和国家能源局;国家未明确价格的，由送受电双方协商确定送电价格和电量。
(十五)各省(区、市)政府主管部门应和有关部门定期公布发电运行考核结果，及时公开发布电网运行信息和机组调峰参数等信息。能源监管机构应按月向省(区、市)政府有关部门通报辅助服务管理和并网运行管理数据。
三、加强电力需求侧管理，通过移峰填谷为清洁能源多发满发创造有利条件
(十六)各省(区、市)政府主管部门应加强电力需求侧管理，鼓励电力用户优化用电负荷特性、参与调峰调频，加大峰谷电价差，用价格手段引导移峰填谷，缓解发电侧调峰压力，促进多消纳清洁能源。
(十七)各省(区、市)政府主管部门要加快电力需求侧管理平台开发建设，推广在线监测，帮助用户实现用电精细化，为减少电网峰谷差提供技术支持。
(十八)各省(区、市)政府主管部门要积极尝试开展需求响应试点，以在线监测和互联网技术为支撑，综合运用补贴政策、价格政策等，对在高峰时段主动削减负荷的用户给予经济补偿，或通过与清洁能源开展直接交易给予补偿。
