2017年，由于受经济回暖、环保施压和煤电去产能等多重因素的影响，预计全国弃风率、弃光率同比分别下降6.7和3.8个百分点。但是伴随着冬季燃煤供暖解禁、天然气更新加速以及经济的不确定性，新能源未来消纳的整体形势依然严峻。

新能源消纳形势逼人

总结“十二五”新能源发展的轨迹，“重投资、轻消纳”、“重千瓦、轻千瓦时”的特征十分明显，消纳问题制约着我国风电、光伏等新能源产业的健康发展。

据国家能源局数据，2016年，弃风、弃光电量分别达到497亿千瓦时和74亿千瓦时，较上年分别增加了46.6%和85%，直接经济损失285亿元。2017年，缓解弃水弃风弃光问题被列入《政府工作报告》的重点工作，在全国范围内解决“弃风、弃光”问题成为新能源发展的主要议题，但全年弃风电量419亿千瓦时，弃风率12%，弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，弃风弃光形势稍有好转。

从区域分布来看，“三北”地区是弃风弃光的重灾区，西北地区尤为突出。根据国家能源局西北监管局数据，2016年，西北五省（区）弃风率33.3%、弃光率19.8%。2017年，大部分弃风限电严重地区的形势有所好转，西北五省（区）弃风弃光率仍分别为24.6%和14.1%，其中，新疆和甘肃最为严重，新疆的弃风率、弃光率高达29.8%、21.6%，甘肃的弃风率、弃光率分别为32.7%和20.8%。总体上形势仍不容乐观，消纳压力依然很大。

此外，在弃风弃光的严峻形势下，国家为了解决新能源供需存在的矛盾，十三五期间风电、光伏布局向东中部转移，新增风电、太阳能装机中，中东部地区约占58%和56%，并以分布式开发、就地消纳为主。伴随着新能源布局的调整，“三北”地区新能源外送的后路已经基本被封死，其存量电力的消纳压力仍然非常大。

多因素叠加导致消纳难

　　1、用电需求增速放缓，装机增速大于负荷增速

“十二五”中期以来，随着我国社会经济发展进入新常态，电力需求增速显著下滑。与此形成鲜明对比的是，在2015年以来社会总用电量增长乏力的情况下，2016年火电的新增装机总量依然超过风电、太阳能发电的装机总和，2017年火电占比依然高达61.9%，新增装机预计约4000万千瓦。新能源发电受到需求增长疲乏（社会总用电量）和供给强势增长（火电机组）的两端对向挤压。

2、供需空间错配，通道建设不足

供需空间配置矛盾主要表现为源荷不匹配和新旧能源地域重合。一方面，新能源发电资源中心与用电需求负荷中心呈现空间错配，风电和光伏发电资源主要集中在三北地区，而电力负荷中心集中在华东、华南、华中地区，西北部分省份新能源装机容量已大大超出其用电最大负荷。另一方面，新能源电源与火电供给地域重合，进一步加大了供给结构矛盾，“三北”地区作为我国最重要的煤炭产地，涵盖了16个大型煤电基地中的14个。

化解空间错配问题的关键是建设跨省跨区输电通道，但目前我国通道建设滞后，输出能力不足，电网建设配套滞后和电源高速增长之间的反差加剧了空间不平衡。截至2016年年底，“三北”地区新能源装机合计1.63亿千瓦，国家规划的９个千万千瓦风电基地有７个在“三北”地区，但电力外送能力只有3700万千瓦，而且还要承担煤电基地外送任务，远远不能满足送出需要。

　　3、调峰能力不足，季节性矛盾增大

现阶段风电、光伏由于受自然资源和储电装备技术的双重制约，当前只能满足负荷实时平衡、即发即用。但一方面风光能力富集的时间与用电负荷成反向，风大在夜间，但夜间用电负荷却最低；另一方面，风能富集的冬春季也是北方用电负荷比较低的时间段。我国电力系统以传统煤电为主力电源，调峰能力不足，灵活性改造不够，常规火电机组在负荷低谷时段无法降低出力以接纳新能源电力，特别是“三北”地区燃煤热电比例高，调峰电源建设条件差，冬季供暖期调峰困难，弃风弃光问题严重。

　　4、缺乏统一市场，省间壁垒阻消纳

我国电网整体来说属于垄断经营，实施分省管理，电力消纳都以省内消纳为主，只有当省内发电量不够时，才会接纳外省电量。传统火电在我国各省都处于优势地位，对地方政府来说，其税收、就业等相较于新能源发电更有优势。当前新常态下，国内电力需求增长放缓，各类能源发电装机依然增长过快的情况下，各省内部发电机组的利用小时数都普遍下降，东部沿海省份也出现用电需求不足、火电亟待消纳，弃水弃风弃光的情况，外购电力意愿不强。目前北京、广州电力交易中心也主要负责落实国家计划和西电东送，交易方式依然是计划性的，全国市场建立尚待时日。

化解之路任重道远

　　1、加强硬件设施能力

一是加强输电通道建设。应加快建设诸如国内“三北”地区向东部地区，国际中国－中亚－欧洲、中国－南亚等一带一路的沿线国家的输电通道。

二是加强储电调峰设施建设。作为目前最具经济型的大规模储能设施，抽水蓄能电站应与水利、城建相结合，以此形成灌溉、防洪、生态、景观的综合效应；与此同时，应建立“三北”地区新能源发电与南方抽水蓄能的直接联系，尤其是在冬季北方弃电严重的情况下，南方也正是蓄水时期，以此实现资源的高效配置。

三是加强区域主网架建设，加强电网间的互联互济能力。推行模块化和标准化建设，结合配售电改革和分布式新能源发展需求，适度超前建设配电网，实现新能源消纳和发展在发电、储电、输电、配电系统化建设。

2、提高技术和管理水平

一是优化当前的电源结构。在当前装机总体过剩的情况，需要充分挖掘火电机组的深度调峰能力、快速爬坡能力和快速启停能力。与此同时实现多元互补的发电系统，推动风光水、风光热的规模化的组合上网，由不同电源的实体电厂捆绑成为聚合式发电的虚拟单位电厂，从而提高电网的可接入程度。

二是提高精准预测能力。由于新能源“靠天”发电，只有当预测精度在一定范围内变化时，才可以提高系统接纳的容量。

三是提高调度能力。调度问题既是技术问题，也是体制问题。只有打破电力调度以分省就地平衡的模式，才是利用区域外的电源进行调峰消纳。

3、通过制度改革拓展新能源的消纳市场

一是应明确新能源发电的补贴规模。新能源消纳问题的根本是产能过剩，除了低效高污染的传统火电要为新能源电力让路，当前政策导向应由确定新能源补贴范围向补贴规模改变，形成装机容量和补贴资金成反比的预期，引导新能源行业降低成本、推动平价上网，最终实现以价格优势和正外部性优势并举以与火电竞争。

二是实现发电权转移和发电量拍卖。鼓励新能源电力企业积极参与发电权交易，建议将新能源发电的补贴资金分割成小单位进行出售，向火电企业拍卖发电量，出让的发电量向新能源企业转移。这样既能实现新能源发电量的消纳又能较少火电企业的损失。

三是努力提高新能源发电的调峰能力，实现新能源发电与火电的公平竞争。由于新能源发电在其投资后的边际生产成本几乎为零，如果能够像火电一样平滑送电，其天然的具有成本优势。

四是加快建立电力现货和期货交易市场。因为火电受煤价的波动影响较大，生产成本难以控制，所以只有现货市场和期货市场的建立才能让新能源发电生产边际成本较低的优势充分的发挥出来。