新能源消纳有解：软硬两手抓全国一盘棋

2019-04-08 08:12 [行业动态] 来源于：中国经济时报作者：中国经济时报

导读：备受社会关注的新能源消纳问题，连续两年实现双升双降，各方采取了哪些措施使得消纳瓶颈缓解？回望来时路，是为更好地解决弃风弃光沉疴。记者特约请新能源外送大省和消纳大省介绍其如何从硬和软的方面提高新能源的输送能力和消纳能力。讨论中形成的全国一盘

备受社会关注的新能源消纳问题，连续两年实现“双升双降”，各方采取了哪些措施使得消纳瓶颈缓解？回望来时路，是为更好地解决弃风弃光沉疴。记者特约请新能源外送大省和消纳大省介绍其如何从“硬”和“软”的方面提高新能源的输送能力和消纳能力。讨论中形成的“全国一盘棋”共识期望为新能源有序发展提供有益提示。

嘉宾

裴哲义：国家电网电力调度控制中心副总工程师

戴飞：河南省电力调度控制中心主任

陈振寰：甘肃省电力调度控制中心主任

主持人范思立

连续两年实现“双升双降”

记者：国家电网新能源消纳连续两年实现“双升双降”，请介绍一下总体情况？

裴哲义：国家电网经营区域消纳新能源连续两年实现“双升双降”目标。2018年，新能源年发电量达到4390亿千瓦时，同比增长32%；占总发电量的8.2%，提升1.5个百分点。弃电量269亿千瓦时，同比减少144亿千瓦时，弃电量同比下降35%；弃电率5.8%，同比降低5.2个百分点。

国家电网千方百计拓展新能源消纳空间：新建一批重点输电工程，进一步提高新能源输送能力；加强全网统一调度，开展跨区域旋转备用共享，推广调峰辅助服务市场试点，探索开展需求侧响应，电网调节能力持续提升；持续扩大新能源省间交易规模，创新多种新能源交易品种，启动电力现货交易试点……

河南：站位全国主动外购新能源

记者：作为新能源的消纳大省，河南省购入新能源的具体情况是怎样的？

戴飞：近三年来，河南省新能源装机容量增长了近10倍，2018年新能源新增规模位列全国第三位；新能源装机容量占全网各类电源装机容量的比例由2015年的2%增长至2018年的17%。截至2018年底，河南省新能源总装机容量已达1459万千瓦。

2017年以来，河南累计购入省外新能源电量327.5亿千瓦时，连续居国家电网系统首位。2018年，河南消纳省外新能源电量167.3亿千瓦时，与2016年的73亿千瓦时相比，2017—2018年均增长51.4%。占西北电网新能源送出总量的41.3%，占西北电网新能源送华中区域总量的61.6%。

同时，2018年全额消纳河南省内风光清洁能源电力141亿千瓦时，同比增加66亿千瓦时，同比增长89%。近三年来，河南省内风光清洁能源消费比重提高了4.1个百分点，由2015年的0.6%提升至2018年的4.7%。

甘肃：无限风光不再处处受限

记者：作为新能源资源大省，风光无限的背后是风光“大限”，弃风弃光现象以前比较严重，请问甘肃省在新能源消纳方面取得了哪些主要成效？

陈振寰：长久以来，甘肃省新能源消纳问题一直是横亘在甘肃电力头上的“大山”，一度压得我们“喘不上气”来。甘肃省新能源储量丰富，开发潜力巨大，中国第一个千万千瓦级风电基地于2014年在甘肃酒泉风电基地建成，2015年甘肃省又建成了3个百万千瓦级光伏发电基地。目前，甘肃风电装机容量位于全国各省区第4位、光伏装机位于第10位，新能源装机总容量位于第5位。截至2018年12月底，甘肃省新能源装机占比41.5%，成为甘肃省第一大电源。

由于甘肃电网新能源装机容量大，加之省内用电基数小，外送电量有限，新能源弃风弃光率自2014年后逐年增加，2016年达到最高。2017年随着国家将甘肃纳入风电、光伏投资红色预警地区，暂停新能源项目建设，加之甘肃外送增加和省内用电增长，新能源弃风弃光矛盾有效缓解。在2017年大幅下降的基础上，2018年弃风率下降13.8个百分点，弃光率下降10.47个百分点，弃电率下降13.19个百分点。连续两年弃电率下降均超过10%，超额完成“双升双降”任务。

为缓解新能源弃风弃光矛盾，甘肃电力不断开拓市场，开展跨省区中长期外送、现货交易；挖掘省内潜力，开展新能源与自备电厂发电权替代、省内大用户及增量用户的直接交易，新能源市场化消纳成效显著。2017年市场化消纳比例达到48.4%，2018年达到59.34%。

甘肃电力结合省内电源实际，在中长期交易中考虑新能源与常规电源打捆外送，促进新能源跨省区消纳；在日前计划及日内实时调度中，依据新能源预测，对省内调峰受限的富裕新能源开展跨省区现货交易及余量出清。在西北区域内部，通过主控区置换、日前实时交易等模式，促进新能源在西北区域内消纳。逐步形成了新能源消纳“全国一盘棋”的统一优先调度机制。

国网：三大方面消解弃风弃光

记者：罗马不是一天建成的，请问国家电网重点进行了哪些项目建设，采取了哪些主要措施？

裴哲义：在电网建设方面，2018年，国家电网建设投资4889亿元，重点持续加强新能源并网和送出工程建设。建成新能源并网及送出线路5430公里，满足了506个新能源发电项目并网和省内输送的需要：跨区输电工程包括世界电压等级最高、送电距离最远的准东—皖南±1100千伏特高压直流输电工程和±800千伏上海庙—临沂直流输电工程，新增输电能力2200万千瓦；省内输电工程包括新疆—准北输变电及配套、蒙东兴安—扎鲁特、青海月海柴串补等15项重点工程，提升新能源外送能力350万千瓦；同时开工建设5座抽水蓄能电站，建成后将提升新能源消纳空间600万千瓦。

目前，国家电网已形成大规模交直流互联格局，截至2018年底，跨区输电总能力达到9342万千瓦，较2017年提升767万千瓦；跨省输电能力进一步提升至1.15亿千瓦，较2017年提升2097万千瓦，新能源大范围资源优化配置能力进一步提升。

在市场交易方面，2018年，国家电网进一步扩大新能源交易市场，健全省间交易制度，创新交易品种，积极组织省间交易，完成交易电量713亿千瓦时，同比增长45%。持续扩大跨区富余新能源现货交易规模，完成现货交易电量69.61亿千瓦时，同比增长21%；开展6个省内电力现货市场试点工作，甘肃、山西已于2018年12月27日启动试运行，山东、浙江、福建、四川已编制完成市场建设方案。推进电能替代，以电代煤，以电代油，实施替代电量1353亿千瓦时。

在调度运行方面，2018年，国家电网持续提升电网平衡调节能力：挖掘火电调峰潜力，推动火电灵活性改造3217万千瓦，同比增长2.5倍，增加消纳新能源电量27亿千瓦时；推广调峰辅助服务市场试点，“三北”地区调峰辅助服务市场增加消纳新能源电量189亿千瓦时，其中西北电网形成国内首创的“虚拟储能+水电丰枯双向参与+深调电量替代”的调峰辅助服务市场模式；探索开展需求侧响应，利用市场手段调用需求侧资源，消纳低估时新能源电量；最大限度利用抽水蓄能电站，平均利用小时数2659小时，增加消纳新能源电量311亿千瓦时。

国家电网积极实施全网统一调度：创建电网安全与新能源消纳统筹协调机制，建立新能源受限分级预警机制，促进新能源消纳多级调度协同快速响应；加强省间电网调峰互济，西北、东北、华北电网组织省间互济分别达到15561、1520、198次，多消纳新能源264亿、29亿、6.6亿千瓦时；完善区域和跨区旋转备用共享机制，开展新能源发电出力纳入电力电量平衡研究，打破分省备用模式，充分利用跨省调节资源，充分利用各区域电网负荷特性差异，建立跨区备用共享机制。

甘肃：扩大外送和加大本地消纳“一个不能少”

记者：作为新能源输出大省，除了增加外送能力，甘肃省还做了哪些功课得以连续两年实现“双升双降”？

陈振寰：超前开展新能源基地输电规划研究，并逐年进行新能源消纳能力研究，保障新能源开发外送需要。在开展新能源规划同时，同步开展消纳规划，研究制订消纳方案。

“十二五”以来，甘肃境内电网累计投资760亿元，建设了750千伏第一、二通道和一系列330千伏送出工程，满足新能源项目接入和送出需要，大幅消除了电网“卡脖子”问题。通过多年不懈努力，2017年8月，世界首条以输送新能源为主的酒泉至湖南特高压直流工程建成投运。2019年750千伏“河西三通道”加强工程将建成投运，彻底打通新能源省内送出通道。

为满足新能源上网需求，甘肃省内火电企业长期维持50%以上停机率，使新能源电量占比提升到23.7%。甘肃新能源装机规模和发电量持续增加，2015年风电、光伏发电量同比分别增长10.37%和47.83%。2016年风电发电量137亿千瓦时，同比增长8.64%；光伏发电量59亿千瓦时，同比增长0.72%。2017年风电发电量187亿千瓦时，同比增长36.6%；光伏发电量72亿千瓦时，同比增长22.3%。2018年风电发电量229亿千瓦时，同比增长22.2%；光伏发电量93亿千瓦时，同比增长29.1%。

2018年，开展新能源与火电打捆中长期外送，全年外送电量325亿千瓦时，同比增长60.17%，较2017年多发新能源31.32亿千瓦时。增供扩销，省内用电量保持较快增长，全年完成1047亿千瓦时（统调口径），同比增长10.02%，多发新能源14.81亿千瓦时。继续开展自备电厂发电权置换交易，创新开展酒钢与新能源现货模式替代交易6.35亿千瓦时，全年完成置换电量33.36亿千瓦时，多发新能源7.89亿千瓦时。积极开展富裕新能源跨省区现货交易，完成交易电量32.49亿千瓦时，占国网交易总量的46.7%。积极开展西北区域置换、短期实时及甘新互济交易，合计完成电量53.7亿千瓦时，多发新能源4.45亿千瓦时。2018年4月1日在西北电网首家上线调峰辅助服务市场，全网深调336次，应急启停调峰19台次，新能源增发电量4.03亿千瓦时。积极开展省内直接交易，完成新能源大用户直接交易电量2.68亿千瓦时，就地消纳交易电量0.92亿千瓦时。

在保证电网安全的前提下，根据市场化合同电量签订情况，合理安排开机方式，采取火电轮停、用电高峰发电留取负备用、跨省联络线支援等措施，争取新能源多发满发。研究开发新能源有功智能控制系统，通过技术手段确保“三公”调度，最大限度实现新能源优先消纳。全国首家将新能源发电纳入计划管理，结合电网消纳能力及新能源发电预测，滚动编制电站日前、实时计划，并由智能控制系统自动执行。按照新能源市场化电量差异化分配出力，并依据交易情况滚动调整，确保新能源发电计划完成进度相当，提升新能源企业参与市场的积极性。

甘肃电力建成1个国家电网公司实验室、2个甘肃省工程技术中心，开展2项国家“863”重大项目等重大课题研究，攻克了新能源发电出力预测、智能控制、安全稳定防御等技术难题，实现对大规模新能源集群的有效控制。开展平衡能力实时可视化监视，为调度运行提供安全保障和辅助决策，实时分析弃风弃光电力、电量、断面及调峰消纳能力；开发完成22个断面分区展示，实现新能源实时运行监视功能；建立弃风弃光实时管控机制，实现弃风弃光的全网、分区、分断面、自动实时统计。

河南：对引入外电持大力欢迎态度

记者：新能源消纳瓶颈的主要问题是地方本位主义，河南缘何愿意主动消纳外省的新能源？

戴飞：河南站位全局，主动将河南纳入全国新能源消纳格局中，将西北地区新能源作为河南电力供给的首选，采取各种措施，千方百计增加西北地区新能源电量，缓解西北地区新能源消纳矛盾。

河南省政府长期以来对引入外电持大力欢迎的态度，从政策上给予高度支持，将接纳清洁能源作为优化能源结构、推动能源转型的重要抓手，在《河南省推进能源业转型发展方案》《河南省污染防治攻坚战三年行动计划（2018—2020年）》《河南省煤炭消费减量行动计划（2018—2020年）》等政策文件中均明确提出要不断加大外电吸纳力度，大力吸纳省外清洁能源。

在网间交易方面，依托全国统一电力市场的资源大范围优化配置优势，充分利用跨区跨省通道输电空间，以满足西北地区清洁能源送出需求为前提，以天中直流最大输送能力为边界，全力参与国家电力市场年度、月度和月内等中长期交易，新能源占比尽量不低于40%，优先消纳省外新能源电量。尤其是在春秋季西北地区新能源消纳压力较大期间，按照天中直流满功率输送组织交易计划。

在运行消纳方面，充分发挥大电网统一调度优势，加强负荷预测精益化管理，优化机组开机方式安排，推动实施火电机组灵活性改造，充分利用抽蓄机组、燃气机组等调整手段，留足电网吸纳空间。西北地区新能源大发期间，依托跨省备用共享机制，湖南、江西等兄弟省份为河南提供备用，尽最大可能压低省内火电机组开机，确保具备天中直流全天一条线满功率接纳能力，春秋季电网低负荷期间天中直流最大送电量占河南省网用电量的17%。冬季采暖季期间，河南供热机组开机容量较大，为保证天中直流消纳空间，开发建设供热在线监测系统，根据供热流量实时监视供热机组电负荷下限，严格按照“以热定电”的原则调整供热机组发电，保证天中直流后夜低负荷时段不调峰运行。

河南电力加强与西北兄弟省份的沟通协调，及时掌握西北通道及现货组织情况，充分利用通道富裕容量开展现货交易，最大限度购入西北地区弃风弃光电量。尤其是后夜时段，西北地区弃风弃光严重，河南电力加强精益化实时调控，积极参与日内现货交易，尽量减少西北弃风弃光电力。2017年河南现货交易成交量22.6亿千瓦时，占全国总成交量的33%，排名第一。2018年河南现货交易成交量16.5亿千瓦时，占全国现货交易总成交量的24%，再次排名第一。

新能源消纳其路漫漫

记者：连续两年实现“双升双降”，请问还有哪些问题会影响将来的新能源消纳？

陈振寰：虽然，甘肃省新能源消纳连续两年实现“双升双降”，但发展仍存在一些问题亟待解决，否则不利于新能源的可持续发展。

第一，新能源消纳空间严重不足。甘肃电源装机水平与负荷比例极不匹配，新能源增速过快，现有装机规模远超当地消纳能力。“十二五”期间，甘肃全省电源装机年均增长率18.15%，是全社会用电量年均增长率的2.34倍，是最大负荷年均增长率的2.59倍。截至2018年底，甘肃电网装机负荷比3.38∶1，新能源装机负荷比1.4∶1，新能源发电量占比23.7%，新能源理论电量占比36.6%，以上指标均位列全国各省区之首。

2015、2016年省内用电量分别下降5.29%和3.58%，2016年10月份才结束连续30个月的售电量负增长，用电需求增长放缓，消纳市场总量不足，导致省内发电全部为新能源、水电、热电、安全约束等优先发电电量，2016年省内消纳新能源仅为125亿千瓦时，2017年省内消纳新能源155亿千瓦时，2018年省内消纳新能源176亿千瓦时。

第二，跨省跨区输电通道不足，难以实现在更大范围消纳新能源。2008年，酒泉风电基地获批成为全国首个千万千瓦级风电基地，2011年酒泉一期516万千瓦风电项目全部建成投运，2012年酒泉二期300万千瓦风电项目核准建设，2018年嘉酒地区新能源装机突破1100万千瓦。河西地区发电装机容量已超过2300万千瓦，其中新能源装机超过1700万千瓦，当地用电负荷只有不到400万千瓦，富余电力必须通过电网大规模送出。2015、2016年由于酒泉至湖南特高压直流严重滞后于预期，导致河西地区大规模新能源只能通过西北—新疆联网工程一、二通道送出，电力外送能力远低于发电能力；2017年8月，酒湖直流建成投产，由于配套火电电源至今尚未投运，最大输送能力仅有450万千瓦，远低于设计能力800万千瓦，没有完全发挥作用。

第三，省内调峰能力有限，难以支撑大规模新能源运行。要实现新能源的有效消纳，必须配套建设相应规模的调峰电源。受水电、火电机组运行方式以及检修等因素影响，冬季省内常规电源调峰能力670万千瓦，调峰缺口290万千瓦；夏季省内常规电源调峰能力580万千瓦，调峰缺口360万千瓦，甘肃电网新能源消纳受到调峰能力的严重制约。

第四，自备电厂装机规模大，挤占新能源消纳空间。目前，甘肃电网自备电厂总装机容量497万千瓦，占全网电源装机的10%，而发电量占全社会用电量比例高达22.46%。由于自备电厂自发自用的原则，既不消纳新能源电量，参与新能源调峰的积极性也不高，严重影响甘肃电网新能源消纳。2015年自备电厂火电机组利用小时数5176小时，高达甘肃省公网火电机组利用小时数的1.58倍，是全省发电机组平均利用小时数的1.83倍。2016年以来，采取自备电厂与新能源发电权置换等措施促进新能源消纳，自备电厂发电量有所下降，2018年自备电厂火电机组利用小时数4402小时，利用小时数仍高出全省公网火电机组612小时。

（编辑：韩语）

新能源消纳有解：软硬两手抓 全国一盘棋

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