日前，中国电力企业联合会召开2017年经济形势与电力发展分析预测会。记者在会上了解到，2016年全国“弃水、弃风、弃光”电量共计近1100亿千瓦时，超过当年三峡电站发电量约170亿千瓦时。因此，清洁能源消纳问题也成为会议关注焦点。

国家电网公司统计数据显示，2016年国家电网公司调度范围内风电、太阳能装机已突破2亿千瓦，在16个省区内，新能源已经成为第二大电源。根据中电联发布的《2016-2017年度全国电力供需形势分析预测报告》，预计2017年全国基建新增发电装机1.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机将达到6000万千瓦。届时，非化石能源发电累计装机将达到6.6亿千瓦，占总装机容量的38%，其中水电、并网风电和太阳能发电分别达到3.4亿千瓦、1.7亿千瓦和9700万千瓦。

据国家电网公司副总经理韩君介绍，2016年，为促进新能源消纳，东北电网深度挖掘火电调峰能力，增加风电消纳64亿千瓦时；西北电网优化梯级水库发电，为新能源创造更大空间。“同时，最大限度利用抽水蓄能电站，2016年抽水蓄能电站平均综合利用小时数3186小时，同比增长78%，到达有史以来最高水平，增加消纳新能源电量103亿千瓦时。”

虽然成绩改观，但中电联常务副理事长杨昆也坦言，“近年来，我国新能源消纳问题始终没有得到有效解决，2016年全国弃水、弃风、弃光电量近1100亿千瓦时，造成清洁能源投资的极大浪费。清洁能源大规模开发的送出和消纳问题，仍将是今后一个时期需要高度重视、着力解决的突出问题。为实现我国碳排放对外承诺目标，未来较长时期内，清洁能源仍然需要保持较快增长。我国80%以上的风能、太阳能分布在西部和北部地区，85%以上的待开发水能资源分布在西南地区，当地用电负荷有限，需要跨区跨省消纳。”

韩君给出了更加具体的数字，“2016年，国家电网调度范围内弃风电量约396亿千瓦时，主要集中在我国东北和西北地区；弃光电量69亿千瓦时，以西北为主。”在新能源集中开发地区，本地消纳不足，区域内电源结构性矛盾日益突出。“我国三北地区的电源以煤电为主，抽水蓄能、燃气等灵活性调节电源的比重不足4%，火电调峰能力不足50%。特别是在东北地区，供热电源占比59%，调峰能力更差。”对于跨省区输电能力问题，韩君也指出，2016年“三北”地区新能源装机合计1.7亿千瓦，但外送能力只有3696万千瓦，仅占新能源装机的22%，同时还要承担部分煤电的外送任务。

对此，国家电力规划研究中心常务副主任、中国能源建设集团有限公司总工程师吴云进一步提出，电网的定位和建设也要和当地的能源格局相匹配。“搭建外送通道固然重要，但只有能源结构上是需要外送的，电网才需要加强外送。例如我国东北地区，在能源格局上主要是自给自足。所以，在电网格局上就不应过分强调外送。现在虽稍有部分电力剩余，但也只需少量的调剂余缺的外送电力，如果将其定为持续大规模外送就是不对的。同样，西北地区则是典型的外送电为主，而华北电网则既是送端又是受端，电网建设都应遵循本地的能源特点。”

在合理配套电网的同时，水电水利规划设计总院副院长易跃春也指出，新能源开发本身也需要调整格局。“以风能为例，目前我国风能技术开发量达到102亿千瓦，但已开发量仅为1.49亿千瓦。在巨大的潜力下，更应结合具体情况加快东部和南方中低风速的资源勘探和开发。另一方面，中东部虽不存在限电问题，但是否具备开发所需的土地、水和环境条件，也应当引起行业的重视。”同样，在光伏领域，易跃春也表示，多元化利用将是未来太阳能发展的重要思路。

此外，从市场化改革角度，韩君介绍，2016年全年完成新能源省间交易电量363亿千瓦时，同比增长24%。但当前，我国电力市场建设尚处于起步阶段，“刚开始放开发电、售电环节，调峰补偿、价格响应等市场机制尚未建立。有部分中长期双边交易，尚未建立现货市场，新能源边际成本低的优势难以体现。跨省跨区输送新能源的现货市场机制还处于研究阶段。”