国家电网一季度消纳新能源成效显著

　　“三弃”是社会持续关注的焦点，今年政府工作报告明确要求，优先保障可再生能源发电上网，有效缓解“三弃”状况。“三弃”的背后，存在电源结构不合理、电源与电网发展不协调、省间壁垒严重、市场和政策机制建设不健全等复杂原因，如何破解难题，才能留住大好“风光”？

　　据第一季度电力市场交易信息发布会数据显示，今年一季度，国家电网公司经营区域省间清洁能源交易电量累计完成688亿千瓦时，同比增长2.0%，减少受电地区标准煤燃烧2202万吨，减排二氧化硫和二氧化碳165万吨和5487万吨。其中，风电、太阳能等新能源电量完成116亿千瓦时，同比增长22.2%。

　　国家电网公司落实中央重要指示精神，出台促进新能源消纳的20项措施，发挥电网资源配置和交易平台作用，凝聚各方力量，综合施策解决“三弃”问题，取得了明显的成效。

　　688亿千瓦时

　　特高压输送清洁能源优势突显

　　纵观我国新能源发展历程，蓬勃生长与消纳之痛始终并存。对于我国来讲，大规模新能源基地在负荷较低的西部、北部，而负荷中心在东部。资源和负荷逆向分布的现实无法改变，把不断注入电力消纳市场的新能源，通过合理配置送到需要的地方，特高压成为可以瞬间送达能源的“快递”。国家电网公司提出要在大力挖掘现有输电通道潜力的基础上，加快清洁能源外送通道建设。

　　“现在，新疆、甘肃、河西走廊都有千万千瓦级的大型可再生能源基地，要把这些风电全部送出确实有困难，关键在于通道建设、传输能力和传输技术。”今年全国两会上，国家能源局局长努尔·白克力在接受本报记者采访时说，提高可再生能源大型基地的利用率，输电通道建设仍要加大力度。

　　在国外，通过大范围联网提升消纳空间已是成熟经验。在新能源产业比较发达的欧洲，葡萄牙、丹麦的新能源发电量非常可观。“他们通过国与国的电力输送，如葡萄牙到西班牙，丹麦到北欧国家等，解决新能源消纳问题。”北京电力交易中心市场部主任庞博表示。

　　今年一季度，国家电网公司经营区域内消纳清洁能源电量688亿千瓦时，特高压大范围配置能源资源的优势充分彰显。

　　风电南下，对新能源送出省份而言，可通过特高压将资源优势转化为经济优势。国家电网公司2017年第二季度工作会议上，如何促进清洁能源消纳，推动能源转型与经济发展实现共赢，是参会代表关注的重要议题。“我们急需加快输电通道的建设。”国网冀北电力有限公司负责人表示，目前冀北新能源装机已经超过冀北电源装机总容量的50%，新能源消纳面临较大压力，输电通道的建设至关重要。

　　同样，在有“塞上江南”之誉的宁夏，“十三五”期间电力总装机将达5500万千瓦左右；到2020年，风电装机规模达到1100万千瓦以上，光伏发电规模达到1000万千瓦以上。大规模新能源快速发展，呼唤着外送通道加快建设。宁夏回族自治区党委书记李建华就曾表示，宁夏致力于打造国家新能源示范区，希望国家电网公司支持宁夏电力外送，推进特高压工程建设。

　　在宁夏，已经建成的宁东—浙江特高压直流工程正在发挥作用。国网宁夏电力公司副总经理赵大光告诉记者，宁东—浙江特高压直流工程打捆外送400万千瓦风电。按照风电年最大利用小时数1800小时测算，每年可新增宁夏风电外送电量72亿千瓦时，将进一步扩大宁夏新能源外送电量，提高区内新能源消纳比例，为新能源企业带来良好的经济效益。

　　扎鲁特—青州±800千伏特高压直流工程在设计之初，东北地区的风电资源送出就是重要的考量因素。早在2015年时，东北电网风电装机比重就已达20%，风电送出消纳成为当务之急。建设扎鲁特—青州特高压工程，可实现风电等清洁能源资源在更大范围内的优化配置，促进东北地区风电消纳，降低受端地区煤炭消费比重，优化能源结构。

　　风电南下，特高压给受端省份的是绿色转型的良机。湖南拥有多个传统优势产业，并在种植、育种、农机等方面拥有国际先进技术，一直布局引领中部开放崛起。但在能源上，湖南电网水电比例较高，季节性丰余枯缺明显，需要接受区外火电及新能源电源实现水风火互济。采用特高压直流将甘肃能源基地的电力直送湖南负荷中心，不仅电价具备较强竞争力，也能有效缓解华中地区中长期电力供需矛盾，满足经济及负荷快速增长需要。

　　以酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程为例，投运后一年可传输电量400亿千瓦时，相当于6个长沙电厂的年发电量，能满足湖南四分之一的用电需求。酒湖工程建成后，甘肃千万千瓦级的风电，再搭配一定量的火电，向华中输送电能的问题也得以解决。

　　此外，国家电网公司提高源网荷协调互动水平，发挥抽蓄电站作用，增强大电网平衡调节能力，坚持新能源全网统一调度，集全网之力，新能源消纳水平不断提高。“十三五”期间，国家电网公司共计规划开工29座，容量总计3665万千瓦的抽蓄电站，总投资超过2000亿元。今年上半年，新疆750千伏巴楚—莎车主网架工程和浙江宁海、河南洛宁两座抽蓄电站将开工建设。这对于增强电网灵活调峰能力，保障电力系统安全，提高电网消纳新能源能力等将发挥重要作用。

　　116亿千瓦时

　　新能源消纳的存量和增量

　　今年一季度，国家电网公司经营区域内省间新能源交易电量116亿千瓦时，同比增长22.2%；北京电力交易中心组织市场化交易73笔，交易规模1268亿千瓦时，其中既包括送浙江省外和省内发电企业集中竞价交易、“三北”新能源外送交易，也有京津唐地区北京电力直接交易、“电力援疆”交易等，范围几乎覆盖国家电网公司经营区域。

　　省间电力市场化交易，成为一季度新能源消纳水平大幅提高的一大利器，存量优化和增量扩大效果同时显现，也提高了发电企业和客户的积极性，得到他们的肯定。

　　在电网侧，由于新能源发电具有波动性、间歇性、随机性等特点，必须和火电打捆送出，形成稳定潮流。庞博说：“以前新能源占比大约在20%～30%之间。今年一季度，这个比例提高到40%左右。”

　　省间新能源外送电量的增长，也得益于受端电网日益增强的低谷消纳能力。今年一季度，山西1.09亿千瓦时的低谷风电分两次输送湖北。“电力援疆”市场化交易电量共计21.16亿千瓦时，其中新能源电量1.65亿千瓦时。受端电网提前合理安排电网运行方式和发电安排，提高低谷时段购电水平，让电网的低谷消纳能力逐步增强。

　　另一边，国家电网公司开展了可再生能源跨区电力现货市场交易，电力现货交易是以日前和日内电力交易为主的市场，与中长期电力交易互为补充。“在日前和日内交易过程中，一旦送端电网可再生能源还有富余发电能力，就会组织受端电网相应多接收一部分可再生能源电量，起到了增加可再生能源消纳的作用，效果可观。”国家电力调度中心专业人士说。赵大光告诉记者，截至4月17日，宁夏电网共完成跨区现货交易电量2.5亿千瓦时，仅此一项就降低了一季度新能源弃电率接近5个百分点。

　　对发电侧来说，国家电网公司针对送端电网和受端电网开展省间发电权替代交易，火力发电厂出让发电权给新能源发电企业，电网企业按照标杆上网电价为火力发电厂结算，新能源发电企业将发电成本支付给火力发电厂，提升了火力发电厂的积极性。省间发电权替代交易为高效、节能、环保的大机组争取电量空间，通过电源结构调整，提高新能源消纳水平，减少弃风、弃光电量。

　　“湖北的火电厂99%的煤需要依靠外运，发电权替换能节约调运力量、优化资源配置，促成发电成本高的机组将计划合同电量转让到新能源发电。我们现在开展的发电权替换交易成本低，还能降耗减排，践行国家绿色发展理念。”湖北华电襄阳发电有限公司副总经理胡伟在接受记者采访时说，省间发电权替代交易能为发电企业带来一定的收益，在去产能的大背景下，是增加效益的最佳选择。

　　尽管新能源消纳在今年一季度取得一些进展，但不能忽视的是，省间消纳政策和电价机制缺乏、市场化机制尚未建立、市场壁垒日益突显等问题，仍然严重制约新能源省间消纳。采访中，多位相关人士表示，破解困局，既需要政策引导，也需要市场机制和规则的不断完善。在政府层面，应尽快研究出台相关交易细则，完善市场化交易机制，营造良好的政策环境；从市场角度，则需要打破市场壁垒，放开市场主体参与省间交易的选择权，将有效方案变成根治方案。