未来应将东部地区作为新能源发展的重点区域，进一步提高东部地区能源自给率，适当控制西北部地区新能源开发规模，优化我国能源供需格局，积极推进能源转型。从技术可行性而言，光和风是间歇性的，需要配套调峰调频电源，并与储能相结合，近年来我国化学储能、抽水蓄能、火电灵活性改造均取得了长足进展，再加上网络信息技术、智能化技术、大数据、云计算等迅速发展，这些都为东部地区发展新能源提供了技术基础。

长期以来，我国能源供应和能源需求呈逆向分布，这就不可避免造成能源的大容量、远距离输送，如西电东送、西气东输、北煤南运，不仅投资高昂，而且造成能源浪费和环境污染。不仅如此，由于我国电力体制改革滞后，部分电力外送基地持续性堪忧，未来东部地区能源保障存在一定风险。而西北部地区电力供需宽松，新能源消纳问题较为突出。因此，未来应将东部地区作为新能源发展的重点区域，进一步提高东部地区能源自给率，适当控制西北部地区新能源开发规模，优化我国能源供需格局，积极推进能源转型。

我国东部地区传统能源资源匮乏，能源自给率低

我国的传统能源资源如煤炭、石油、天然气等主要分布在北方尤其是西北地区，东部沿海地区作为我国经济最发达地区，却普遍缺煤少油，能源自给率低。煤炭是我国的主体能源，2018年内蒙古、山西、陕西、新疆、贵州、山东、河南、安徽等8个亿吨级（省区）原煤产量31.2亿吨，占全国的88.1%，同比提高0.9个百分点。

其中，晋陕蒙新四省（区）原煤产量占全国的74.3%，同比提高1.8个百分点。我国煤炭生产重心持续向晋陕蒙新等资源禀赋好、竞争力强的地区集中，而东部地区煤炭产量已降到近全国的十分之一，传统能源资源匮乏而能源消耗量又大，只能依靠从外部输入。

长期以来，“西电东送”成为维持东部电力供需平衡的重要手段。目前，我国“西电东送”装机规模已达到2.4亿千瓦，形成了北、中、南3个通道的电力流向格局，其中北通道7389万千瓦，中通道1.2亿千瓦，南通道4772万千瓦。考虑目前已核准的跨省区输电通道后，预计2021年西电东送规模将达到2.7亿千瓦。

北通道主要将晋陕蒙宁新甘各省区的煤电和风电送到华北的京津冀鲁以及辽宁、河南、江苏、湖南等省市，2018年北通道输送电量约4930亿千瓦时。中通道主要将四川水电、三峡水电送到重庆和长江中下游沿岸各省市以及广东省，将安徽两淮的煤电送到长三角各省市，2018年中通道输送电量约2700亿千瓦时。

南通道主要将云南水电、贵州煤电送到两广地区，2018年南通道输送电量约2210亿千瓦时。煤炭输送与电力输送格局基本类似，晋陕蒙3省区内各煤炭基地是全国煤炭供应的中心，2018年煤炭调出量超过14亿吨，占全国煤炭跨省流动总量的比重约97%，主要供应东部沿海经济发达地区。

东部地区应尽量提高能源自给率，降低对外部能源的依赖度

要解决东部地区的能源供需缺口，基本途径有二条：一是继续依赖外部能源输入；二是加大本地能源供应力度。而仅仅依赖外部能源输入有很多制约因素，未来能源保障可持续性存在较大风险，东部地区亟须加大本地能源供应力度。

首先，西电东送不仅投资高昂，而且容易造成能源资源浪费。西电东送需要大规模投资建设配套输变电设施，远距离输送电力需要层层升高电压，配套建设从10千伏至750千伏之间各个电压等级全套输变电设施，才能将电力输送到上千公里甚至数千公里以外去使用。加上长距离线损和层层变损造成电量损失，对输电经济性影响极大，同时，过网费、维护费等进一步降低了经济竞争力。

其次，北煤南运加剧运力紧张及容易造成环境污染。北煤南运主要以铁路运输方式外运，通过大秦线等西煤东运干线供应华北地区，到渤海各码头下水后供应东南沿海各地，部分海运煤以“海进江”方式供应长三角地区。部分煤炭通过北煤南运铁路供应长江流域中上游各省市。煤炭的大容量、远距离输送不仅自身需要耗费大量能源和人力物力，而且容易造成环境污染，社会成本和经济成本均极高。

再次，我国电力体制改革滞后制约电力输送效率与潜力。我国电力体制改革目前尚未完全到位，电力跨省区交易机制和部分输电通道市场化机制尚不完善，输电通道运行经济性无法得到保障，西北部资源富集地区电力无法高效率外送。长期以来我国电力都是按省域平衡，就地消纳为主，缺乏电力跨省跨区消纳的政策和电价机制。

一部分早期投产的如三峡外送、溪洛渡外送、向家坝外送等跨省跨区输电通道采取了国家计划送受电模式，一部分如云电送粤、黔电送粤等输电通道采取了签订中长期协议的模式，另有一部分输电通道参与了年度临时交易，部分电量进入了市场化交易。跨省跨区输电通道交易模式较为混杂，加上地方保护主义，部分新投产跨省跨区输电通道送电规模未达预期，利用率有待提高。

最后，部分电力外送基地持续性堪忧。西南优质水电资源已基本开发殆尽，后续水电开发难度不断加大。预计四川、云南在2025年左右电力外送能力达到峰值，2030年后电力外送能力将出现下降，西南地区水电外送的可持续性问题较为突出。贵州、安徽等传统电力外送基地自身煤炭资源开发程度较高，近年来电煤供应逐步趋紧，外送能力不足，自身电源发展潜力有限，未来将逐渐出现季节性缺口，外送可持续性问题值得关注。

大力发展新能源是东部地区提高能源自给率的现实选择

一方面东部地区应尽量提高能源自给率，降低对外部能源的依赖度；另一方面东部地区缺煤少油的现实状况，决定了东部地区发展煤电、气电等传统能源的潜力极为有限。从东部地区的资源禀赋、新能源发展趋势、政策导向及国际经验看，东部地区应把新能源作为发展重点，积极推进能源转型，提高能源自给率。

首先，东部地区新能源资源存在较大开发潜力。据统计，在考虑低风速区域资源的潜力下，中东部地区陆上风能资源技术可开发量是8.96亿千瓦，海上风能资源有2.11亿千瓦，合计11亿千瓦。中东部地区集中式光伏电站可开发的潜力是3.58亿千瓦，分布式光伏装机的潜力是5.31亿千瓦，包含光伏建筑一体化在内，共计近9亿千瓦。中东部房屋建筑面积大约10万平方公里，如果2050年总用电量的1/4由光伏产生，所需要安装面积大约是中东部现有房屋面积的1/4。

中东部目前已经开发的风和光占了可开发资源量的不到1/10，大多数还未开发。在核能方面，中国已经明确以沿海地区发展为主。加上生物质能、地热能、东部特有的海上风能、海洋能、潮汐能等，东部地区新能源资源潜力非常大。

其次，新能源已初步具备平价上网基础。在一系列政策扶持及企业自身努力下，“十三五”以来，我国新能源规模持续扩大，技术水平不断提高，开发建设成本持续降低。2017年投产的风电、光伏电站平均建设成本比2012年降低了20%和45%。国内光伏发电成本10年前约是60元/瓦，现在已下降到6元/瓦左右，再过一段时间有可能下降到3—4元/瓦，上网电价相当于3—4角/度，完全可以跟火电媲美。预计2020年风电成本将与煤电相当，新能源发电成本已经进入了化石燃料的成本区间。

随着技术进步，光伏风电等发电成本还会继续降低，经济性稳步提升，加上近零排放的环保优势，未来一两年后，风电、光伏发电无补贴平价上网可能会成为大比重的发电形式。

再次，国家大力扶持新能源发展。远的不说，近的如今年1月和4月，我国接连出台了三份推进风电、光伏平价上网的文件，新能源平价上网进程骤然加速。这一政策的背后，是日益扩大的可再生能源资金补贴缺口和新能源电力成本的持续下降，使得新能源电力通过“去补贴”实现规模化发展既凸显了其现实必要性，也具备了现实可行性。

“平价新政”致力于降低新能源电力非技术成本，并通过20年固定电价收购政策、竞价上网等一系列机制设计，将与“绿证”“配额制”一起形成政策合力，为新能源电力平价上网注入强心剂。

随着《可再生能源电力消纳责任权重》政策（即“配额制”）的出台，中东部地区新能源开发的紧迫性持续增强。

最后，从国际经验看，传统能源资源短缺国家或地区普遍将新能源作为重点发展方向。如德国规划了2025年40%—45%电力来自可再生能源，2035年55%—60%电力来自可再生能源。

目前德国平均每平方公里的土地上有156千瓦的风电装机、有120千瓦的光伏装机。然而，中国中东部14个省的平均值是这两个数据的11%，比他们现在的水平还有将近十倍的提高空间，何况德国现在的水平还会再进一步的增加。美国也在大力发展太阳能供电，许多地方政府出台了补贴政策，家庭户用光伏发电已经达到1000万户。

从技术可行性而言，光和风是间歇性的，需要配套调峰调频电源，并与储能相结合，近年来我国化学储能、抽水蓄能、火电灵活性改造均取得了长足进展，再加上网络信息技术、智能化技术、大数据、云计算等迅速发展，这些都为东部地区发展新能源提供了技术基础。

西北部地区新能源消纳问题较为突出，应适当控制开发规模

我国新能源消纳困难是一个由来已久的老问题，尤其西部和北部地区光照、风力条件优越，是新能源布局的传统重点区域，但是受限于当地的经济发展水平，用电市场有限，无法完全消纳，外送电力又受限，弃风弃光现象严重，造成资源的极大浪费。从2016—2018年情况来看，2016年、2017年，全国“弃水、弃风、弃光”电量共计近1100亿、1007亿千瓦时，超过当年三峡电站全年发电量,其中弃风弃光较为严重的地区都是西北部省市。

2018年，尽管全国范围内新能源消纳情况有所改善，但新能源消纳问题存在较为明显的地域和时段集中分布的特征，弃风弃光主要集中在新疆、甘肃和内蒙古等地区，多发生于冬季供暖期以及夜间负荷低谷时段。

2018年，全国弃风电量277亿千瓦时，平均弃风率7%，主要集中在新疆、甘肃、内蒙古，弃风电量分别为107亿、54亿、72亿千瓦时，弃风率分别为23%、19%、10%。全国弃光电量54.9亿千瓦时，平均弃光率3%，主要集中在新疆和甘肃，弃光电量分别为21.4亿、10.3亿千瓦时，弃光率分别为16%、10%。

上述三省区全年弃风弃光电量超过300亿千瓦时，占全国总弃风弃光电量比例超过90%，弃风弃光的原因主要是新能源装机占比高，热电机组和自备电厂装机规模大，系统调峰压力较大，同时部分特高压通道的输电能力不足，存在新能源外送受限问题。

此外，风能和太阳能长距离大规模外送需配套大量煤电用以调峰，造成输送新能源比例偏低，系统利用效率不高。鉴于此，近年来能源主管部门正在有意识地将新能源开发重点从资源集中地区向负荷集中地区转移。

截至2018年底，“三北”地区风电累计装机容量占比较2015年底降低9个百分点；太阳能发电累计装机容量占比较2015年底降低18个百分点。2019年1—4月，风电、光伏发电新增装机中，用电负荷较重的中东部和南方地区占比均超过52%。未来应继续大力推进新能源的分散式开发，适当控制西北部地区开发规模，将开发重点向消纳较好的中东部地区转移，实现就近开发、就地利用，既保障了中东部地区能源供应，又提高了整体经济和社会效益。