一是实施全网统一调度。打破过去分省备用模式，西北全网统一安排备用，尽可能压减火电开机，增加新能源消纳空间。通过跨区直流，华中抽水蓄能电站低谷时购买西北风电抽水运行，增加新能源交易电量。
二是实施新能源在全网范围强制消纳。将新能源外送优先级提到跨区直流配套火电之前，发生弃风弃光时，强制压减配套火电出力，优先输送新能源。
三是组织开展临时现货交易。在国家相关政策没有完全出台情况下，率先试点弃风弃光跨区现货交易，充分利用现有通道裕度，累计组织交易近 1000 笔，外送电量 18.5 亿千瓦时。
四是在东北积极推动辅助服务市场，提高煤电企业参与调峰的积极性。东北通过辅助服务市场，增加新能源发电量 6 亿千瓦时。
五是严格落实国家能源局风电监测预警要求。对预警结果为红色的地区，一律暂停办理并网;对明后两年弃风弃光比例超过 10% 的省份，按黄色预警对待，暂停出具并网意见。
目前看，在各方的共同努力下，措施效果开始显现，弃风电量和弃风率实现“双降”，弃光率实现“单降”。2017 年 1 ～ 4 月，国家电网经营区域内共消纳风电、太阳能发电等新能源电量 1006 亿千瓦时，同比增长 37%。累计弃风电量 147 亿千瓦时，同比减少 36 亿千瓦时;弃风率 16.5%，同比下降 7.2 个百分点。弃光率 9.2%，同比下降 5.3 个百分点。
记者：可以预见，“十三五”期间，新能源增长还将持续，有何良策可以促进其消纳?
张正陵：大规模消纳新能源是世界性难题，与国外相比，我国资源禀赋、能源结构、市场条件等有很大不同，新能源消纳问题更为突出。国家电网公司结合我国国情，借鉴国际经验，组织所属科研设计单位和有关省(区)电力公司，对“十三五” 新能源消纳综合措施进行了系统研究。研究内容涵盖新能源消纳运行机理、关键技术措施、市场机制设计等重大问题，并对各项措施效果进行了定量分析，提出了有关政策建议。研究过程中，听取了国家有关部委、中介咨询机构和院士专家的意见和建议。研究成果包括 1 个总报告和 11 项专题研究报告。
主要研究结论是，解决我国新能源消纳问题，需要在技术和机制上加快推动实施一些关键措施。一是加快调峰能力建设。煤电灵活性改造技术成熟，效果好、见效快，适合我国国情，应按照国家“十三五” 规划确定的改造目标加快推进。加快抽水蓄能等灵活调节电源建设。将自备电厂全部纳入电网统一调度、参与调峰。二是加快外送通道建设，为新能源在全国范围消纳创造条件。建设华北、华东、华中坚强受端电网，充分发挥跨区特高压直流通道作用，实现满功率运行。三是出台可再生能源配额制，明确地方政府的主体责任，纳入地方政府绩效考核。建立绿色证书交易制度，鼓励电力用户认购新能源。四是加快建设全国统一电力市场，逐步放开发用电计划，将发电权交易、直接交易等交易机制纳入电力市场体系，完全放开省间交易。五是加快建设现货市场，发挥新能源边际成本低的优势，通过市场保障优先消纳。推广东北调峰辅助服务机制，通过市场化手段引导煤电企业积极参与调峰。六是严格按照国家“十三五”能源、电力规划目标，充分考虑消纳能力，有序发展新能源。七是加快推进电能替代，提高电能在终端能源消费中的比重，拓展新能源消纳市场。八是示范应用太阳能热发电、储能等技术，通过技术创新提高电网综合平衡能力。
我们对上述措施进行了量化分析，在所有措施执行到位的情况下，弃风弃光问题有望得到根本解决， 2020 年弃风弃光率均可控制在 5% 以内。但要实现这个目标，面临极大挑战，几项关键措施落实面临很大困难。一是煤电灵活性改造规模和进展难以达到预期，西北、华北地区推进缓慢。二是关系电网安全和新能源消纳的一些关键电网工程，尚未明确建设方案，若不能在 2019 年建成投运，部分特高压直流工程不能满功率运行。三是我国电力市场建设尚处于起步阶段，“十三五” 全面建成全国统一电力市场面临很大挑战。四是新能源发展规模控制在国家规划目标内难度很大，目前 “三北”部分省(区)在运风电装机已超过 2020 年规划目标。
总之，推动新能源消纳是一项系统工程，需要政府部门、电网企业、发电企业和用户等各方主体共同参与，多措并举、综合施策。一是加强电力统一规划，有序引导新能源项目建设，严控东中部地区新增煤电，为新能源发展腾出市场空间。二是加快构建全国统一电力市场，尽快完善市场规则、新能源交易机制、调峰补偿机制，落实可再生能源配额制度。三是将“十三五”煤电机组灵活性改造规划分解到逐年、逐省，力争“十三五”全面完成改造目标。四是抓紧启动一批亟需的特高压重点工程前期工作，加快建设。五是全面实施电能替代，大力发展电动汽车，鼓励用户积极参与电力需求侧响应和市场交易。
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