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电改9号文将解决可再生能源保障性收购、确保可再生能源发电无歧视无障碍上网问题作为当前电力体制改革的重要任务。首批6个电改配套文件中，也提出了实施可再生能源上网和保障性收购的机制框架。例如，在《关于推进电力市场建设的实施意见》中提出
　　“坚持清洁能源上网……形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源发电，发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。”
　　在《关于有序放开发用电计划的实施意见》中，提出“建立发电制度”，并将可再生能源电源列入一类保障范畴。
　　“纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电，发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障。”
在《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》中明确提出“燃煤消减”的要求，“推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电。在风、光、水等资源富集地区，采用市场化机制引导拥有燃煤自备电厂的企业减少自发自用电量，增加市场购电量，逐步实现可再生能源替代燃煤发电。”
　　可以说，上述规定都非常明确地肯定了可再生能源发电的权，但仍然缺乏可执行可操作的具体办法。
　　当现实中这种权受损的时候，我们缺乏有效的惩罚措施，责任不清，主体不明。弃风弃光现象发生时，各方各执一词，电网以可再生能源电力具有波动性和系统调峰能力不足等技术问题为借口，实则是缺乏调度可再生能源电力的积极性；传统火电机组则千方百计认定成供热机组，以保供热为理由拒绝参与调峰。而这些所谓的技术问题在国外早已被证实根本就不是障碍，德国风电、光伏等波动性电源在电网中的占比已经超过20%，丹麦风电占比已接近40%，并没有影响电网的安全稳定运行。
　　分析我国几个弃风的“重灾区”发现，其煤电机组的利用小时数仍旧高达3500-4000小时，甚至更高，系统调峰和接纳风电的潜力（调峰深度达到20%以内，利用小时数在1500-2000）都远远没有发挥出来。事实证明，我国弃风弃光的主要原因不在于技术瓶颈，而是电力市场新旧主体之间的级排序问题，归根结底是机制安排问题。在现有电力体制下，火电企业的发电权级被人为提高了，火电因为每年有下达的计划电量，形成了事实上的发电权，挤占可再生能源的发展空间。
　　在现在的历史节点上，我们只有正视可再生能源电力对传统化石能源电力的“替代”，才能有效推进电改，建立效率与公平兼备的市场。换言之，能否解决弃风弃光问题，既是电改的重要内容，更是衡量电改成败的标志。
　　惩罚责任承担主体不是电网，而是受益机组
　　问：那么现在的《办法》当中，是如何规范和落实各个主体的责任的？
　　秦海岩：《办法》中《办法》第二章、第三章和第四章等多个部分对责任及其主体进行了规范，明确了各个部门、电网企业、常规发电企业以及可再生能源发电企业的权责划分，提出了一套非常清晰的管理和运行机制。