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国家发改委和国家能源局近日下发的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》(以下简称《方案》)提出，2017年可再生能源电力受限严重地区弃水弃风弃光状况要实现明显缓解，确保弃水弃风弃光电量和限电比例逐年下降，到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。
《方案》要求，具备可再生能源电力消纳市场空间的省(自治区、直辖市)要结合跨省跨区输电通道尤其是特高压输电通道能力积极接纳区外输入可再生能源电力， 主动压减本地区燃煤发电，为扩大可再生能源利用腾出市场空间。同时，把防范化解煤电产能过剩风险与促进可再生能源电力有序发展有机结合，可再生能源弃电严 重地区要切实完成2017年淘汰、停建、缓建煤电任务，确保2020年全国投产煤电装机控制在11亿千瓦以内。
《方案》提出，将实行可再生能源电力配额制，落实可再生能源优先发电制度，推进可再生能源电力参与市场化交易。充分挖掘跨省跨区输电通道的输送能力，将送端地区解决弃水弃风弃光问题与受端地区压减燃煤消费相衔接，扩大跨省跨区消纳可再生能源电力现货交易。
《方案》还明确，按照经济技术合理原则，十三五期间开工抽水蓄能电站共计约6000万千瓦，其中三北地区约2800万千瓦。在华北、华东、南方等地区建设一批天然气调峰电站，新增装机500万千瓦以上。
在电力市场建设方面，《方案》提出，围绕日内分时电价形成机制，启动南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等**批电力现货市场试点，逐步构建中长期交易与现货市场相结合的电力市场体系。
《方案》确定，将建立可再生能源电力消纳激励机制，完善可再生能源发电价格形成机制。充分衔接发用电计划有序放开与可再生能源发电保障性收购机制，有序放 开省级区域内发用电计划及用户和售电企业的省外购电权，组织电力企业拓展合同电量转让交易，丰富电力市场建设过渡阶段的交易品种。
分析机构认为，《方案》的出台有望从多个角度进一步降低新能源限电率，从而提升下游运营企业的盈利能力。
此外，机构指出，分布式市场交易试点或是近期较强的催化剂。根据能源局出台的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，过网费暂按电力用户接入电压等 级对应的省级电网公共网络输配电价扣减分布式发电市场化交易所涉*高电压等级的输配电价，即若两者在同一电价等级，过网费低廉甚至可为零。即使在补贴电价 降低10%~20%的情况下，市场电价格在支付过网费后仍大幅高于当前标杆电价，风电分散式的经济性凸显带来投资需求。
