早在“八五”期间，中国就提出能源结构调整的要求，此后每个五年计划和规划均有提及。历经25年，煤炭消费占比从1990年的76.2%只下降到2015年的64%。2015年，中国煤炭消费比重依然远高于美国、德国、英国、日本、俄罗斯等国家。这种以煤炭为主的能源消费结构，不仅排放了大量温室气体，也对环境和居民健康造成了严重影响。近几年中国城市出现大面积的雾霾问题，煤炭使用是罪魁祸首之一。2014年，习近平主席提出了“能源生产与消费革命”，要求中国全面实现能源战略性转型。

　　应对气候变化和解决城市雾霾问题，需要加快可再生能源对煤炭的替代。随着技术进步和市场的扩大，风电和太阳能光伏发电成本已经接近，甚至在某些地区已经低于传统能源发电。向高比例可再生能源转型已经成为很多国家的战略选择。当前，德国有三分之一的电力消费来自可再生能源，其中大部分是风电和光伏发电；丹麦仅风电发电量就占到全国发电量的42%；美国加州可再生能源发电占比也提前实现了原定2020年达到33%的目标。中国风电和光伏发电累计装机均位居世界第一，然而形势却不容乐观。2015年，可再生能源在中国一次能源消费结构中的占比只有10%，未来能源转型的主力军——风电和太阳能发电占比不到全社会用电量的5%。在如此低比例的情况下，风电却遭遇15%的弃风率，部分省份弃风比例甚至高达30～40%，有些省份也出现了严重的弃光问题。而德国、丹麦、美国加州等国家和地区，风电和太阳能发电占比比中国高很多，但弃风弃光率一般不超过5%。

　　市场机制缺位是弃风弃光问题的主因

　　德国、丹麦、美国的电力系统采用的是市场体制，电力调度遵循的是基于边际发电成本的经济调度原则。在经济调度下，可再生能源凭借其零边际成本的优势被优先调度；现货市场也通过更加动态的价格信号来调节机组出力，使电力系统更容易实现平衡；同时辅助服务市场、能量不平衡市场等市场品种有效调动系统灵活性，帮助平衡风电和光伏发电的波动性。

　　中国电力系统长期存在发用电计划，随着可再生能源在系统中占比不断扩大，无法适应风电、光伏发电等波动性可再生能源的技术特征。当前，每个发电主体的发电量和上网电价由政府决定，电网调度机构根据政府制定的发电量计划对机组实施调度。在根据发电量计划安排机组组合时，风电和太阳能发电一般是通过日内的短期调度进行消化。随着风电和太阳能发电规模的扩大，如果不根据风电和太阳能发电出力预测把它们充分纳入到机组组合，火电年度发电量计划的刚性约束与波动性电源对系统灵活性要求的矛盾就变得更加突出，可再生能源发电就不可避免地遭受限电待遇。同时，风电和光伏发电跨省区调度也受跨省区送受电计划的约束，跨省区电力交易机制和价格机制尚不能有效激励风电和光伏发电的跨省区消纳。调度运行受制于僵化的年度发电量计划，是造成现阶段弃风弃光的最主要原因。

　　2015年3月，电改9号文启动了中国新一轮电力体制改革。两年多时间已经过去，虽然建立了一定比例的中长期市场，但系统调度运行方式没有发生根本改变。为加速能源转型，必须加快推进电力市场化改革，减少发电量计划，改变调度运行方式，重点推进现货市场和辅助服务市场建设。

　　现货市场的经济调度模式，可以充分发挥可再生能源零边际成本的优势，同时实现整个系统发电成本最低。现货市场还可以充分体现电力在不同时段的价值，有利于发电企业根据市场价格信号主动调节出力。中国应加快推进现货市场建设，同时调整可再生能源支持政策，从“固定上网电价”转为“固定补贴”加“可再生能源配额制和绿证交易”，使可再生能源在实现平价上网之前能够在固定补贴和配额制支持下全面参与电力市场。

　　辅助服务市场有助于充分调动系统内各种资源的灵活性，为电力系统安全稳定运行提供保证。辅助服务市场应允许各种发电侧和需求侧资源公开、公平参与，从而以最低成本提供系统运行所需的灵活性。当前中国电源结构仍以火电为主，辅助服务市场将有效引导火电企业进行灵活性改造。

　　大规模可再生能源并网还需要打破电力交易的省间壁垒，使风光等波动性可再生能源在更大地理范围内得到平衡，同时发电资源在更大范围内优化配置。建议积极探索市场化的跨省区电力交易机制。

　　当然，一个完善的市场体系不是一朝一夕能够建成的，中国可能要经历相当长的从计划到市场的过渡期。在过渡期内，应尽快修改《电网调度管理条例》和出台《节能低碳调度管理办法》，为落实可再生能源优先调度、解决弃风弃光提供制度保证，并为转向市场体制下的经济调度形成有效对接。