三、近期电力运行创新试点建议
从目前风电、光伏发电占我国电力装机和电量的比重来看，根据欧洲可再生能源发展先进国家和我国局部地区的实践经验，只要采取有效措施，应该能够缓解目前和近期水电、风电、光伏发电的市场消纳问题。2015年11月，国家发改委、国家能源局发布了《关于推进电力市场建设的实施意见》等六个电力投资改革配套文件，标志着2015年3月颁布的《关于进一步深化电力体制改革的若十意见》(中发【2015】9号)进入实施阶段。建议近期(2017年前)应加强电力系统运行创新和综合试点，重点采取以下措施：
3.1、建立适应可再生能源发展需求的电力运行调度机制
因各国国情不同，实现风电等可再生能源优先上网的方法存在差异。在竞争性电力市场中，由于可再生能源电力有政府补贴，风电等优先上网是通过低价参与市场竞争的方式来实现的，甚至可以零报价(电力市场不是按各自报价而是按市场出清价进行结算)。我国尚未建立竞争性电力市场，但必须按照法律规定采取各种可能措施全额保障收购来实现风电等可再生能源优先上网，建立适应我国电源结构和电力体制的新型调度机制和管理办法。
建议在取消“发电量年度计划”前，精细优化确定运行计划，在年度发电量计划中全额考虑可再生能源发电量计划;优化系统备用容量配置方法，在考虑风电功率预测误差的基础上，尽可能为风电留出足够的消纳空间;明确风电功率预测预报技术在电力体系运行中的地位和作用，明确调度机构、电网公司、风电场的各自责任和义务，建立以电网侧负责、风电场提供必要配合的风电功率预测系统;在风电集中开发地区，建立风电场与供热、高载能、农业排灌等可调节用电负荷、大电力用户和电力系统的协调运行机制，挖掘需求侧响应潜力;修订火电运行技术规范，推进试验示范和技术标准升级，提高和释放电力系统灵活性。
3.2、统筹规划、同步建设配套电网和灵活电源
随着国务院简政放权工作的推进，规划的指导作用越来越重要，需发挥好能源规划对可再生能源科学发展的引导作用，进一步完善能源规划管理体系，统筹协调国家规划与地方规划、总体规划与专项规划以及各类专项规划，强化规划的引导作用。电网企业规划、地方规划应服从国家规划，坚持电源项目开发与电网建设协调发展，加大电网企业执行政府规划的落实力度，合理确定可再生能源开发速度和规模，确保各级规划的协调一致与执行到位。
坚持“电源开发促进电网建设，电网建设引导电源开发”。按照“统筹规划、合理布局、适当超前、分步实施”原则，加强可再生能源发电输送通道的规划建设，确保顺利送出和电网稳定。建议地方政府在核准项目建设时，尽量在一个文件中同步核准配套的输电设施建设，避免出现因为输电设施建设不及时造成的弃风限电问题。
三北地区可再生能源规划应当以消纳和送出为核心目的和内容。优先开发资源丰富，靠近负荷中心，电网输送能力强、落地点明确、网络结构完善的地区。建议通过提前统筹规划“可再生能源区”的方式加快跨省、跨区域外送通道建设，并通过跨区域、跨流域的调度方式，确保可再生能源最大限度上网。
以可再生能源电力输送优先为基本原则，加强骨十网建设，主要是适应大规模跨大区可再生能源输电需要的高电压等级的骨十网架建设，设置可再生能源电力输送的最低比例。在国家批复建设的十二条贯穿中国东西部的输电通道的规划、可研和设计中应明确输送可再生能源电力的最低比例，并在实际运行中优先安排可再生能源电力出力，切实注重发挥清洁能源电力的结构优化作用。
3.3、探索推进电力市场消纳机制创新
推进东北电力调峰辅助服务市场的探索实践，坚持可再生能源优先并网消纳的原则和法定权益，在科学、公平、透明确定机组灵活调峰能力和技术标准的基础上，建立辅助服务市场化补偿机制，扩大跨省补偿交易范围，通过市场手段挖掘常规电源调峰潜力。通过试点电力用户向发电企业直接购电，逐步探索放开用电选择权，探索推进新能源发电直接售电。
尽快改变电网公司的盈利考核指标和机制，引入电网经营区可再生能源电力消纳评价考核指标，出台切实可操作的可再生能源电力配额制。打破目前以邻为壑的以省为主体的电力市场管理方式，探索联络线交易新模式，可通过替代发电、流域梯级电站补偿、送受电双方中长期战略合作等途径建立健全利益调节机制。
推进热电厂盈利模式改革创新，释放热电厂灵活性。建议经营性用热和居民用热要分开，实行不同的制度设计;居民用热实行阶梯热价，分户计量;尝试打破长期实行的热源、热网分段经营体制，鼓励和支持“厂(站)网一体，直管到户”的一体化经营模式，减少供热中间环节。
加强配电网规划建设升级，规模大的分布式光伏发电应用(示范)区应同步制定相应的智能配电网建设方案，建设双向互动、控制灵活、安全可靠的配电网系统。在“东北”“西北”“华北”有条件区域，加快抽蓄等灵活调节电源建设。
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