西北新能源有哪些特征？“四施策，三协同”如何进行新能源消纳？

西北电网覆盖陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆五省(自治区)，是我国供电面积最大(310万平方公里，约占国土面积的1/3)、主网电压等级最高(750千伏)的区域电网。近年以来西北风电、光伏等新能源快速发展，既为优化能源结构、促进绿色发展、改善生态环境打下了基础，同时也带来了电量消纳困难、安全运行风险增加等问题。国家能源局西北监管局紧扣职责、立足实际、综合施策、协同推进，有力促进了西北区域新能源电量消纳，推动了新能源行业持续、健康发展。

西北区域新能源基本情况及主要特征

截至2018年7月底，西北电网统调装机容量合计2.40亿千瓦，从比例来看，火电约占1/2，水电约占1/7，新能源占1/3。总体来看，西北电力系统具有以下几个特点：一是省间联系密切，区域统一运行;二是各省特性不同，全网互补性强;三是装机较为富裕，电力供大于求;四是新能源发展快，弃风弃光突出;五是用电结构单一，工业占比较高;六是能源蕴藏丰富，外送规模较大。其中新能源快速发展对电力生产和运行产生了较为深远的影响，西北区域新能源主要有四个特征：

资源禀赋优。西北地区大多为干旱及半干旱气候，植被覆盖率低，日照时间长，风能、太阳能资源十分丰富。新疆九大风区、甘肃河西走廊、宁夏贺兰山区等均为风能富集区，全区域风电可开发容量3.48亿千瓦。同时青海、甘肃、新疆等地区光照资源十分丰富，年总辐射量在5300～6950兆焦/平方米之间，目前已建成了甘肃酒泉、新疆哈密两个千万千瓦级的新能源发电基地。

装机规模大。截至今年6月底，西北电网新能源累计并网容量达到8286万千瓦，占统调总装机容量的三分之一，其中：风电装机4594万千瓦，占统调总装机的19%;光伏装机3692万千瓦，占统调总装机的16%，是全国新能源装机及占比最高的区域电网。从2009年到现在仅八年时间，西北电网新能源装机从200多万千瓦快速增长到8000万千瓦。

就地消纳难。相比于新能源装机近40倍增速，八年来西北电网最大用电负荷和用电量增速均不到3倍，甘肃、新疆、宁夏新能源装机容量已超过本省(区)最大用电负荷，用电空间难以匹配消纳需求。此外，受制于河鱼断面、海西和陕北送出等断面稳定水平限制，集中接入的新能源发电送出问题较为突出，弃风弃光现象成为常态。

调节能力差。随着火电、水电等常规能源发电占比不断下降，系统调峰、调频等问题越来越突出。全网热电联产机组比例已超过火电装机的50%，在冬季供热期系统调峰能力十分紧张，同时由于系统转动惯量持续下降，频率稳定的压力也越来越大。

综合上述，西北新能源“大发展”伴随着“高受阻”，以2016年为例，当年西北电网新能源发电量811.81亿千瓦时，同比增长35.03%;发电占比14.71%，同比上升3.51个百分点;新能源弃电量333亿千瓦时，同比增长57.12%;弃电率29.13%，同比上升3.03个百分点。新能源消纳困难已经成为西北电力系统运行中存在的最突出的问题之一。2017年以来情况虽有好转，但四个特征没有发生根本性改变。

西北区域新能源消纳的工作思路、主要措施和取得成效

针对新能源发展过程中存在的用电空间“装不下”、输电通道“送不完”、安全运行“裕度低”、网源结构“不协调”等问题, 西北能源监管局会同国网西北分部等单位围绕促进新能源电量消纳这一中心工作，进行了多次沟通研究，逐步形成了明确的工作思路：一是切实发挥市场配置资源的决定性作用，不断健全完善电力市场机制;二是密切结合区域新能源发展实际，针对问题做到有的放矢;三是突出在更大范围进行资源优化配置，有效突破省间壁垒;四是主动会同各部门各单位形成联动机制，合力促进新能源消纳。根据这些思路，我们逐步提炼出了“四个施策三个协同”(简称“四三法则”)的工作做法，立足实际、因地制宜、精准发力、务实高效地打出了一系列促进新能源消纳的组合拳。

四个施策

注重思路研究，保障方向性。开展《西北新能源消纳机制研究》、《西北区域电力现货市场及监管机制研究》等工作，全面理清西北新能源行业发展现状，掌握当前运行中存在的问题，从产业政策、电力规划、通道建设、调度运行、安全约束、市场交易、补贴拨付等方面对当前和下一阶段工作系统性、科学性地提出解决问题的思路、措施和规则，探索通过区域辅助服务市场建设和现货市场机制等进一步消纳新能源电量。

完善市场机制，调动积极性。系统调峰能力不足是导致西北新能源弃电的重要原因之一，通过计划手段和调度指令要求发电企业提供调峰等辅助服务的效果有限，2017年起，西北能源监管局陆续启动了宁夏、西北跨省、青海辅助服务市场建设工作，通过市场机制调动提供辅助服务的积极性，促进新能源消纳。宁夏辅助服务市场试运行效果良好，新增调峰容量约130万千瓦，5~7月间深调电量4096.36万千瓦时，补偿费用1715.47万元，降低新能源弃电率约0.6个百分点。

规范热电运行，增强灵活性。为合理安排运行方式、缓解供暖期调峰能力不足对新能源电量消纳的制约，2016年起，西北能源监管局陆续在宁夏、陕西、青海启动了热电联产机组发电调峰能力核定工作，今年各省(区)首轮核定结果均已印发，实现了辖区内热电联产机组发电调峰能力核定全覆盖，累计释放新能源消纳空间约3亿千瓦时。

加强调控运行，提高实效性。督促各电力调度机构练好内功，提高调控水平：优化以风光火打捆为主的省间交易，不断提高新能源比重;实现调峰交易常态化，通过省间调峰资源的合理互济，为新能源消纳创造空间;引入新能源切机措施，提升断面输送水平;创新开展新能源快速频率响应工作，提升电网频率安全防控水平;活跃日前实时电能交易，2017年以来共开展日前、实时交易及置换17000多笔，交易电量288.28亿千瓦时。

三个协同

市场机制与政府调控相协同。为促进新能源消纳，西北能源监管局多次协调三省(区)相关政府部门和电力企业，多措并举，包括采取优化新能源与火电打捆比例、灵活调整输电价格、优化电力调度曲线、加大新能源与自备电厂发电权交易替代力度、开展热电联产机组调峰能力核定等方式，将市场机制与政府调控相融合，互为补充、互相促进，大范围、多层次推进新能源消纳工作。

跨省互济与跨区消纳相协同。基于西北各省(区)资源互补性强的特点，西北能源监管局组织西北各电力企业开展短期双边、主控区置换、陕青调峰交易;创造性开展联网通道新能源互济、援疆电量库交易;积极推进可再生能源跨区现货交易，组织富裕新能源送出;推进西北新能源与华中抽蓄电站联合优化工作。2017年以来，跨区交易新能源电量合计497.53千瓦时，同比增长83%;跨省交易新能源电量合计83.32亿千瓦时，同比增长30%。

短期措施与长效机制相协同。长效机制包括推进辅助服务市场建设、完善跨省区交易、开展新能源并网接入专项监管、新能源发展运营及保障性收购情况监管等，短期措施包括大力支持2017年6月青海的168小时全部清洁能源供电、协调解决新能源企业在运营中存在的困难等，拓宽新能源消纳渠道、优化运营环境、规范市场秩序。

从结果来看，“四施策三协同”收到了显著效果：新能源和常规能源协调运行机制逐步完善，辅助服务市场、跨省区交易、发电权交易等市场机制不断健全，热电联产机组运行进一步规范，青海省绿电7日、绿电9日(全清洁能源供电)工作成功实施，新能源企业运营环境得到不断改善，新能源消纳工作形势持续向好。

2017年，西北电网新能源发电量1103.7亿千瓦时，同比增长36.4%;发电占比18.8%，同比上升4.1个百分点;新能源弃电量298.12亿千瓦时，同比减少10.4%;弃电率20.3%，同比下降8.9个百分点，新能源消纳实现“双升双降”。2018年上半年，西北电网新能源发电量675.60千瓦时，同比增长27.86%;占总用电量的23.31%，同比上升4.62个百分点;新能源弃电量131.12亿千瓦时，同比减少17.33%;弃电率16.25%，同比下降6.83个百分点，形势还在进一步好转。

当前面临的形势和下一步工作重点

虽然新能源消纳形势有了明显改观，但是受限地区网架结构并未明显改善、内需外需增速低于装机增速，特别是弃电率下降后宁夏等省区投资监测预警结果由红色转为绿色，新增容量陆续并网后又带来新的压力。因此，新能源消纳工作始终在路上。目前，西北新能源发电受限具有以下特征：从地域看，受限地区主要集中在西北电网西部，95%的限电分布在河西以西电网;从时间看，87%的限电出现在光伏集中发电时段(9时~18时)，从类型看，90%的受阻原因是断面受限。

基于以上形势，我们将继续深入贯彻党的十九大关于“推进绿色发展，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”的要求，坚持绿色发展之路，坚持市场化改革之路，坚持科学监管之路。下阶段，对于已经开展得比较成熟、完善的工作，继续巩固提高;对于还在探索、布局的工作，加强研究推进。

一是深化互济，继续会同西北分部等单位进一步发挥区域电网互济作用，扩大新能源跨省区交易规模和品种，完善新能源“电量库”运营机制，强化电网掌控和调度管理水平。

二是推进市场，不断完善辅助服务市场机制，做好跨省辅助服务市场建设工作，通过价格信号、市场机制激发企业提供调峰等辅助服务的积极性，促进电网安全稳定运行和新能源电量消纳。

三是补强电网，推动河西、陕宁750千伏主网补强方案，完善相关新能源送出网架，保障西北直流满送和电网安全稳定运行。

四是探索机制，进一步开展调查研究，做好《西北新能源消纳机制研究》、《西北区域电力现货市场及监管机制研究》等成果应用，服务于产业政策制定和部门决策。以继续推动清洁能源消纳能力升级为突破点，以不断完善电力市场机制为落脚点，以提高能源监管有效性和科学性为着眼点，推动西北电力行业安全、高效、科学发展。