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与此相对应，2017年全国能源消费总量增长进一步加快，增速达2.9%；非化石能源消费比重达到13.8%，发电完成规划目标的60%。在2016年提高1.4个百分点的基础上，2017年非化石能源消费比重仅提高0.3个百分点，增速明显放缓。

值得注意的是，去年虽然解决风电消纳问题取得了初步成效、光伏发电装机大超预期，但是光热发电、核电装机以及水电消纳都不及预期。尤其是光热发电示范项目进展缓慢，规划目标实现难度大。2017年，全国光热发电装机2.8万千瓦，不足500万千瓦规划目标的1%。在我国首批20个共135万千瓦光热发电示范项目中，4个放弃或退出建设，另有部分项目存在较大不确定性。

与此同时，核电建设周期延长，装机增速明显放缓。2017年，全国核电装机达3582万千瓦，完成规划目标28.5%。核电投产规模明显减小，2017年仅投产2台共218万千瓦。水电消纳问题虽有所缓解，四川、云南两省弃水电量仍高达139亿千瓦时和290亿千瓦时。

为达成规划目标，未来几年需要进一步加大非化石能源消纳力度。电力规划设计总院副院长杜忠明说，未来3年，应继续积极推动水电外送通道规划建设，确保水电开发与外送通道建设的统筹协调。创新市场化交易手段，探索建立大型水电用电权交易市场机制，破解水电跨省区交易难题，促进水电在更大范围内消纳。

报告认为，未来3年，随着新能源消纳监测预警机制不断完善，风电的开发布局将更趋合理。随着可再生能源就地综合应用示范区建设模式不断推广应用，风电就近消纳能力将明显增强。随着平价上网的风电基地开发外送模式不断推广，风电外送消纳问题将得到有效解决。2020年弃风率有望控制在10%以内，风电具备平价上网条件。

对于光伏发电，报告提出需要合理把握光伏发电开发节奏，优化调整规划目标。建议结合财政补贴承受能力，尽快调整光伏电站标杆电价水平，并加强宏观调控，合理把握光伏电站开发节奏，新增规模向光伏扶贫等方面倾斜。

随着新能源大规模并网，不断提升系统调节能力仍是电力发展的重要任务。杜忠明建议，进一步扩大煤电灵活性改造规模，抓紧总结试点经验，加快推进华北、西北调峰辅助服务市场化运作。同时，在具备条件的地区尽快推动一批调峰气电建设。并结合系统调峰需求进一步优化新开工抽水蓄能电站的布局和建设时序。

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