3.1.火电供给侧改革显著提升火电利用小时数
在去产能的政策背景下，火电投资额放缓，火电利用小时企稳。2017年3月，“两会”政府工作报告中提出，2017年要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上，防范化解煤电产能过剩风险。《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》提出，2020年煤电装机力争控制在11亿千瓦以内，力争淘汰火电落后产能2000万千瓦以上。2017年火电基本建设投资完成额为2699亿元，同比下降20.8%。随着投资增速的放缓以及对落后产能的淘汰，火电供给侧改革降低对火电利用小时的冲击，2017年全年的火电利用小时数为4209小时，比上年同期增加44小时，已有企稳迹象。
3.2.政策助推水电消纳，弃水状况改善
2017年，国家发展改革委、国家能源局印发了《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《关于促进西南地区水电消纳的通知》。通过各方努力，可再生能源并网运行有较大改善。2017年因来水、降雨均低于2016年，累计发电利用小时数为3579小时，同比下降42小时，全年弃水电量515亿千瓦时，水能利用率达到96%左右，弃水状况得到明显改善。
3.3.风电利用小时数回升，弃风问题有所缓解
风电利用小时数显著增加。2017年全国风电设备平均利用小时1386小时，同比提高135小时。从2015年6月开始，我国风电设备累计利用小时数同比增速由正转负，并一直持续到2016年年底。此情况在2017年年初开始大幅改观，利用小时数持续提高。2017年全年的利用小时数同比增长11.8%，较上一年高出10.8个百分点。
2017年弃风问题有所缓解，实现弃风电量和弃风率“双降”。风电经过连续多年爆发式增长，国内出现了严重弃风现象，制约风电行业发展。国家频频发布政策促进可再生能源消纳。2016年7月，国家能源局发布《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，风电投资监测预警机制启动。2017年，弃风问题有所缓解，全国累计弃风电量295.5亿千瓦时，同比减少103亿千瓦时，弃风率同比下降6.7个百分点，“三北”地区作为弃风最为严重的地区，2017年的累计弃风电量为344亿千瓦时，同比减少51亿千瓦时;弃风率同比5.5个百分点，实现弃风电量和弃风率“双降”。
在“三北”地区导致弃风率居高不下的一个重要原因是火电调峰能力太差。2017年弃风率的下降，主要归因于电网通过火电调峰的方式提升了新能源的并网率，辅之以需求改善、外送通道及装机重心南移等原因。虽然国家电网建设了多条特高压线路，但是外送通道对解决弃风的贡献有限，关键还是提高电力系统灵活性。目前特高压外送能力有，但实际外送电量不多，直流均是降功率运行，这个和受端电网的结构有关系，和跨省跨区交易机制不完善也有很大关系。第一个因素改善可能需要继续升级交流特高压主网架，目前来讲已经僵持了10年了，很难突破，交流不配套，直流送出的现状很难改变。
4.灵活改造火电机组，助力解决弃风问题
4.1.政策强力推进，提升电力系统灵活性
我国电源结构以火电为主，电力系统调节能力不足。“三北”地区是新能源主要聚集区，但火电计划刚性执行挤占了新能源的发电空间，且多为热电联产机组(以“以热定电”的方式运行)，电源结构单一，互补能力不强，系统调峰、调频资源不足，难以实现大规模风电就地消纳。中国热电联产火电调峰能力只有20%，也就是说只能压到额定功率的80%，而丹麦、德国热电联产机组的火电调峰能力能够达到80%和60%，纯凝机组中国稍好能达到50%，但丹麦德国则能够达到80%和75%。这种情况造成了电网灵活性不足，当新能源出力较多的时候网内的火电机组没有办法调峰让路。
