(一)推进体制改革“重”任
最重要的任务，就是深化电力体制改革。新能源发电虽然寿命周期成本较高，但边际成本几乎为零，在现货市场中有明显竞争优势。要致力于推进能源价格改革，有序放开发用电计划，建立健全电力市场体系，制定公平有序的电力市场规则，启动现货交易市场，充分发挥市场配置资源的决定性作用。《规划》提出要完善调峰、调频、备用等辅助服务价格，激发其他常规电源参与调峰的积极性，打破省间壁垒，充分发挥跨省跨区联网输电通道的调峰作用。可喜的是，东北电力辅助服务市场专项改革试点工作已正式启动，我国电力辅助服务向市场化迈出了里程碑式的一步，从目前试点情况看，燃煤机组主动参与调峰的积极性得到充分发挥，效果相当不错。
(二)协调解决一批“急”务
体制改革任务虽然重要，但预计至少需要3至5年才能形成完善的电力市场体系并充分发挥作用，在此之前，应马上开展以下工作。
一是优化调整新能源开发布局。《规划》提出要稳步推进“三北”地区风电基地和光伏电站建设，控制开发节奏，要将“弃风弃光“率控制在合理水平。因此，当务之急就是要暂停“弃风弃光“严重地区的集中式风电和光伏发电项目建设，将开发中心向中东南部地区转移，优先发展分散式风电和分布式光伏，通过实施终端一体化集成供能系统、微电网示范项目等，促进新能源就地消纳。
二是加强系统调峰能力短板建设。《规划》提出加强电力系统调峰能力建设，减少冗余装机和运行成本，提高可再生能源消纳能力。当前应加快推进存量煤电机组灵活性改造试点和推广工作，切实提升“三北”地区的系统调峰能力，尤其是冬季供暖期的调峰能力。抽水蓄能电站是优质的调峰电源，由于建设工期较长，应尽快开工一批抽水蓄能电站，争取早日发挥作用。
三是继续推进“三公”调度，接受社会监督。“公开”是“三公”(公开、公平、公正)调度的前提，坚持调度公开才能确保风力和光伏等新能源发电优先上网，才能倒逼相关电力企业充分发挥自身调峰能力，才能做到科学研究、有的放矢。建议由能源主管部门协调，要求省级电网公司公开逐小时负荷、各类电源实际出力、主要联网通道输电功率、新能源样板机组总出力等，这些数据是社会监督和政府决策的基础，很多国家早已公开此类数据，并不涉及国家和商业秘密。
(三)其他举措不可“轻”视
一是绿证和配额制。这两者组合能够促进新能源的发展，应充分肯定并大力支持。在采取绿证制度替代一部分财政补贴的同时，应鼓励绿证用户负荷与新能源出力配合调节，确保用户所使用电量主要为新能源电量。配额制是一种行政考核制度，应在对各地方政府或相关企业提出新能源配额目标的同时，对“弃风弃光”率提出控制要求，避免偏重新能源开发，而轻视消纳问题。
二是电能替代。实施电能替代对促进能源清洁化发展意义重大，应从能源系统整体优化的角度，深入论证不同电能替代方式的技术方案合理性和经济性，坚持“节约、清洁、安全”的战略方针，力求精准化解“弃风弃光“电量，避免一味增大用电负荷，反而增加煤电发电量。
(四)新建大通道宜“缓”行
建设大规模跨区输电通道将“三北”地区新能源送至中东部地区，固然有利于缓解“三北”地区“弃风弃光“问题，但需注意的是，“十三五”期间中东部地区也存在电力富裕情况，新建大规模输电通道的利用率未必太高，若再需送端配套新建燃煤机组，“水多了加面，面多了加水”，这对能源结构优化的贡献是负效应，近期并不可取。
结束语
任何事物都有两面性，“弃风弃光“损失固然令人心痛，但不破不立，这也倒逼我们对国内电力体制进行深入思考，希望由此能够推动电力市场改革前进一大步，也可聊以慰藉，但愿新能源发展能早日走出“弃风弃光”的阴霾。
(作者均供职于电力规划设计总院)
数说“弃风弃光”:
497亿千瓦时
2016年全年“弃风”电量497亿千瓦时，超过三峡全年发电量的一半。
135亿千瓦时
2017年第一季度全国“弃风”电量135亿千瓦时。
800亿元
7年间，全国累计“弃风”电量达到1500亿千瓦时，直接经济损失800亿元以上。
70亿千瓦时
2016年仅西北地区“弃光”电量就达70亿千瓦时，平均“弃光”率近20%，新疆、甘肃“弃光”率高达32%、30%。
27亿千瓦时
2017年一季度“弃光”电量27亿千瓦时，全国平均“弃光”率达到13%。
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