议会、政府和运营机构可以要求企业不做什么，但没有权力要求企业做什么，企业的行为由投资人决定，最根本的企业主体责任严重不足，社会责任弱化，电力安全供应保障成了建在沙滩上的大楼，没能充分防范各类事故发生。
完善自治区技术转移体系，研究制定自治区技术市场交易管理制度，建立技术要素与资本要素、数据要素相结合的现代技术交易机制和管理制度，建设现代化内蒙古科技大市场。建立健全以发展规划为统领、以空间规划为基础、以专项规划和区域规划为支撑的统一规划体系，加强规划衔接，强化政策协同。
建立清理拖欠民营企业账款长效机制，对无争议欠款限时清零。构建更加有效的扩大内需机制，培育新零售、新消费。借助物联网、北斗导航等新技术，推进物流基础设施智能化改造，建立自治区智慧物流信息平台，促进互联网+流通发展。推进国有资本充实社保基金，建立基金风险预警机制。（十六）完善产业政策和区域政策体系。
推动包头钢铁（集团）公司加快产业升级步伐，将其打造成为我国北方一流钢铁企业和稀土行业领军企业。严格落实全国一张清单管理模式，系统梳理清单所列事项的管理权限、审批流程、办理要件等，进一步压减行政审批事项，健全与市场准入负面清单相适应的准入机制、事中事后监管机制，做好相关地方性法规、规章和规范性文件立改废工作。（三）算好经济民生两本账，用好市场和政府两只手电价问题牵一发而动全身，且与其他能源价格紧密相关，甚至关系到社会稳定问题。
（三）做好技术保障：应用先进的发电预测及调度运行技术，提高新能源接入系统运行水平电力系统消纳新能源的基础是新能源功率预测。针对气候变化这一全球性挑战，组织开展极端气候条件下电网安全防控体系的理论研究和实践探索。新能源大规模接入导致电力系统转动惯量下降，当负荷变化导致系统频率快速变化时，新能源机组无法提供惯量支撑以减小电网频率变化。（二）推动源网荷储一体化，提升电力系统灵活性源网荷储一体化发展是电力行业坚持系统观念的内在要求，是构建新型电力系统的重要手段。
近年来，国家降电价的宏观政策，常常被简单理解为电力市场改革的前提，导致社会上普遍存在电力改革降价为先的误区，拿电价降了多少作为改革成功与否的重要评判标准，对能源转型应付出的成本代价没有做好充分的思想准备。在电网结构上，完善送受端网架，持续提升已建输电通道利用效率，新增跨区输电通道以输送清洁能源为主。
然而电力交易的省间壁垒依然存在，近年来电力供需形势宽松，部分省份宁可用本地煤电也不愿用外来清洁电，甚至限制和干预省间电力交易，一定程度上阻碍了跨区资源优化配置。我国当前呈现七大区域电网供电格局，区域电网内部构架清晰、分层分区我国电价改革40多年来，以明显低于发达国家的电价确保了接近发达国家的供电保障能力、电力普遍服务水平和清洁能源供给能力。完善跨省区电力市场交易体制，探索跨省区辅助服务市场、跨省区可再生能源增量现货市场。
我国可再生能源发展时间短、速度快、数据积累少、机组数量庞大，全国目前有超过6000座大型新能源电站和几百万个低压接入的分布式发电系统，在应对复杂多变的资源气候条件、大规模新能源集群发电、极端天气事件的情况下功率预测的准确度不高。二、以国际教训预判我国潜在的风险（一）源网脱节风险：电源电网发展不协调，导致新能源电力相对过剩在能源转型初期，德国对新能源发电实施了大规模补贴措施，导致新能源发电量飙升，而配套电网建设和改造没有得到重视。据统计，目前14家能源电力央企十四五规划的新能源装机数据已经超过6亿千瓦，若全部投产，2025年全国新能源装机将达12亿千瓦。为了确保德国工业竞争力，德国法律允许工业用户不承担分摊可再生能源附加费义务，高耗能大企业也获得减少缴纳可再生能源附加费的豁免权。
另一方面，发展新能源带来的全系统、全社会成本的显著上升，若任由市场传导至消费端，不利于实体经济产业竞争力提升，不利于社会和谐稳定。一、以国际经验对照我国存在的问题（一）完善配套政策：健全法律政策体系，提供制度保障欧美国家在推进新能源发展过程中，不仅规定了中长期战略目标，还重视能源立法及体制机制设计。
如果十四五仍然大幅建设煤电来填补短时尖峰负荷缺口，有可能造成电力高碳路径锁定、煤电资产搁浅、碳排放高位达峰，为实现碳中和目标带来巨大压力，贻误碳达峰关键期窗口期的有利时机。然而电力交易的省间壁垒依然存在，近年来电力供需形势宽松，部分省份宁可用本地煤电也不愿用外来清洁电，甚至限制和干预省间电力交易，一定程度上阻碍了跨区资源优化配置。
三、对策与建议国际经验教训表明，在发展高比例新能源的过程中，一些国家不同程度地遇到了安全、经济、清洁方面的风险挑战，面临难以破解的既要、又要、还要的三难乃至多难问题。在市场机制方面，英国的双向付费差价合约制度通过合同价格信号引导低碳电力投资，保障可再生能源发电企业收益。随着未来集中送出的风电总装机容量越来越大，接入电力系统的电压等级越来越高，风电场发生事故对电网的影响程度也将增大。在市场设计上，以建设跨省、跨区电力市场起步，逐步推进全国统一电力市场建设，实现电力资源自由流通和优化配置。德国的经验表明，在充分挖掘火电厂潜力的情况下，燃煤机组的最小出力可以从50%～60%下降到35%～50%，爬坡速度可以提升到原来的3倍，冷启动时间缩短5%。十二五末，在电力需求增长放缓的发展形势下，由于电源电网发展不协调、跨省跨区可再生能源消纳机制不健全、国家与地方可再生能源发展规划统筹不够等原因，我国可再生能源发展出现了边建边弃、窝电与弃电并存的情况，弃风、弃光率高达15%、11%，甘肃、新疆、吉林三地弃风率更是超过了30%。
目前，我国的电力系统和电力市场建立在传统化石能源发电可控性和灵活性的基础之上，仍主要采用发电计划管理、政府定价等计划性手段，缺少灵活的交易和价格机制，可再生能源发电全额保障性收购制度难以落实。深化辅助服务市场建设，明确辅助服务成本向终端用户传导。
（本文仅代表作者个人观点，不代表所在单位意见）。德国的电力调度机构每年为平衡系统付出的成本已超过15亿欧元并呈上涨趋势，输配费用较2009年上涨接近30%，可再生能源附加费占电价比例由5%上涨至21%。
提高价格透明度，向公众普及低碳绿色转型成本，增进社会各方对价格改革的理解支持，形成共同推动实现碳达峰、碳中和的全社会合力。优化各类电源规模配比，在确保安全的前提下，稳步提升输电通道输送可再生能源电量比重。
建立储能产业发展成本疏导和投资回报机制，完善抽水蓄能电价形成和容量电费分摊机制。需求侧响应多数仍然通过有序用电的行政型手段开展，不能灵活跟踪负荷变化。一方面，不断降低的电价上限，不利于合理反映电力的商品价值，不利于辅助服务市场和其他配套市场机制发挥作用、引导灵活性资源等辅助性投资。推进国网和南网继续加强联网工作，实现电力互补余缺、互为备用，提高电网安全保障能力。
按照十四五十五五年均新增风光装机1.1亿千瓦测算，2025年全国电力系统调节能力缺口将达到2亿千瓦，2030年进一步增至6.6亿千瓦，调节能力不足将成为制约新能源发展的重要因素。德国《可再生能源法》规定，所有容量大于100千瓦的可再生能源发电设备必须具备遥测和遥调的技术条件，才允许并入电网，风电场实时数据直接上传至配电网控制中心。
德国可再生能源发电量占比的大幅提高并未使碳排放显著下降甚至出现反弹。（五）强化政策科技驱动力，加快构建新型电力系统构建新型电力系统，既要在技术层面做好关键核心技术的突破，也要在机制层面做好政策创新的设计。
在电网结构上，完善送受端网架，持续提升已建输电通道利用效率，新增跨区输电通道以输送清洁能源为主。加快电力系统构建和安全稳定运行控制等技术研发，加强特高压和柔性交直流输电技术的研究和推广应用。
2020年煤电发电量超过4.6万亿千瓦时，比2015年增加了7000亿千瓦时，相应的二氧化碳排放增量为5.6亿吨左右，占十三五期间二氧化碳排放增量80%以上。德国与周边9国的电力交换能力已经达到2500万千瓦，占其总装机容量的12%、冬季最高负荷的30%。德国基于天气预报的新能源功率预测属于商业领域，电网公司以及电力供求各方购买来自专业机构的预测服务。电价调整要充分考虑社会各方面承受能力，小步慢跑。
推动储与源网荷协同，充分发挥储能系统的双向调节作用，将储能纳入电源电网发展统筹规划。推动网与荷协同，积极推动用户侧负荷管理从行政化的有序用电方式向市场化的需求侧响应方式转变。
近十年以来，澳大利亚电力价格指数已飙升117%，远高于同期CPI。从外部看，电力市场建设要为推动煤电由主体性电源转变为基础性调节性电源提供制度保障，遵循谁受益、谁承担的原则，建立健全煤电机组容量补偿机制和辅助服务分担机制。
随着新能源装机比例的提高，降电价的预期与系统成本上涨之间的矛盾会愈发突出。德国、英国、葡萄牙、西班牙、意大利、希腊都实现了新能源发电量超过20%。