日前，中國電力企業聯合會召開2017年經濟形勢與電力發展分析預測會。記者會上了解到，2016年全國“棄水、棄風、棄光”電量共計近1100億千瓦時，超過當年三峽電站發電量約170億千瓦時。因此，清潔能源消納問題也成為會議關注焦點。

數據顯示，2016年國家電網公司調度范圍內風電、太陽能裝機已突破2億千瓦，在16個省區內，新能源已經成為第二大電源。預計2017年全國基建新增發電裝機1.1億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機將達到6000萬千瓦。屆時，非化石能源發電累計裝機將達到6.6億千瓦，占總裝機容量的38%，其中水電、并網風電和太陽能發電分別達到3.4億千瓦、1.7億千瓦和9700萬千瓦。

據介紹，2016年，為促進新能源消納，東北電網深度挖掘火電調峰能力，增加風電消納64億千瓦時;西北電網優化梯級水庫發電，為新能源創造更大空間。同時，最大限度利用抽水蓄能電站，2016年抽水蓄能電站平均綜合利用小時數3186小時，同比增長78%，到達有史以來最高水平，增加消納新能源電量103億千瓦時。

雖然成績改觀，但中電聯常務副理事長楊昆也坦言，“近年來，我國新能源消納問題始終沒有得到有效解決，2016年全國‘棄水、棄風、棄光’電量近1100億千瓦時，造成清潔能源投資的極大浪費。清潔能源大規模開發的送出和消納問題，仍將是今后一個時期需要高度重視、著力解決的突出問題。為實現我國碳排放對外承諾目標，未來較長時期內，清潔能源仍然需要保持較快增長。我國80%以上的風能、太陽能分布在西部和北部地區，85%以上的待開發水能資源分布在西南地區，當地用電負荷有限，需要跨區跨省消納。”

韓君給出了更加具體的數字，“2016年，國家電網調度范圍內棄風電量約396億千瓦時，主要集中在我國東北和西北地區;棄光電量69億千瓦時，以西北為主。”在新能源集中開發地區，本地消納不足，區域內電源結構性矛盾日益突出。“我國‘三北’地區的電源以煤電為主，抽水蓄能、燃氣等靈活性調節電源的比重不足4%，火電調峰能力不足50%。特別是在東北地區，供熱電源占比59%，調峰能力更差。”對于跨省區輸電能力問題，韓君也指出，2016年“三北”地區新能源裝機合計1.7億千瓦，但外送能力只有3696萬千瓦，僅占新能源裝機的22%，同時還要承擔部分煤電的外送任務。

對此，國家電力規劃研究中心常務副主任、中國能源建設集團有限公司總工程師吳云進一步提出，電網的定位和建設也要和當地的能源格局相匹配。“搭建外送通道固然重要，但只有能源結構上是需要外送的，電網才需要加強外送。例如我國東北地區，在能源格局上主要是自給自足。所以，在電網格局上就不應過分強調外送。現在雖稍有部分電力剩余，但也只需少量的調劑余缺的外送電力，如果將其定為持續大規模外送就是不對的。同樣，西北地區則是典型的外送電為主，而華北電網則既是送端又是受端，電網建設都應遵循本地的能源特點。”

同時，水電水利規劃設計總院副院長易躍春也指出，新能源開發本身也需要調整格局。“以風能為例，目前我國風能技術開發量達到102億千瓦，但已開發量僅為1.49億千瓦。在巨大的潛力下，更應結合具體情況加快東部和南方中低風速的資源勘探和開發。另一方面，中東部雖不存在限電問題，但是否具備開發所需的土地、水和環境條件，也應當引起行業的重視。”同樣，在光伏領域，易躍春也表示，多元化利用將是未來太陽能發展的重要思路。

韓君介紹，2016年全年完成新能源省間交易電量363億千瓦時，同比增長24%。但當前，我國電力市場建設尚處于起步階段，“剛開始放開發電、售電環節，調峰補償、價格響應等市場機制尚未建立。有部分中長期雙邊交易，尚未建立現貨市場，新能源邊際成本低的優勢難以體現。跨省跨區輸送新能源的現貨市場機制還處于研究階段。”