2020-11-27 08:50:04 中国能源网 　 作者： 张学坤  

我国正处于能源转型的关键时期，电力行业的低碳化对于推进能源清洁转型有着至关重要的作用。目前，风电和光伏已经成为西北电网第二、第三大电源类型。西北电网多项措施并举，已经成功实现了新能源发展的“双升双降”。但受制于用电量增长缓慢、火电灵活性改造滞后、供热机组与自备电厂占比大、新能源与传统能源利益协调机制有待完善等原因，目前西北新能源消纳形势依然严峻。

为了进一步增加新能源的消纳空间、提高电网的灵活性，亟需探索建立一套促进新能源消纳的综合方案，从电网建设、市场机制等角度研究提出合理有效的解决方案，以确保在实现电力清洁化的同时维持系统的安全稳定运行。

在中国社会科学院生态文明研究智库主办，中国能源网协办的“中国煤电发展之路辨析”系列沙龙第十九期（四）中，西安交通大学电气工程学院院长别朝红、中国电力科学研究院教授级高工张志强做客煤电沙龙，共同探讨破解西北新能源消纳困境的解决方案。

西北电网建设运营现状

西北地区是我国供电面积最大的区域电网，覆盖了陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆五省(自治区)。西北地区拥有丰富的可再生能源，近年来随着能源转型的推进，西北地区可再生能源装机大幅增长。

数据显示，2019年风电装机占比超过19%，光伏占比超16%，已经成为西北区域第二、三大电源类型。2019年西北五省风电发电量958.32亿千瓦时，占全网总发电量的11.26%；弃风电量91.75亿千瓦时，弃风率8.7%。光伏发电量573.89亿千瓦时，占全网总发电量的6.74%；弃光电量35.44亿千瓦时，弃光率5.8%。全国约三分之二的新能源弃电量来自于西北地区，新能源消纳形势十分严峻。

张志强表示：“2019年，国家电网的售电量为5.63万亿千瓦时，西北地区的售电量占比12.7%。从装机来看，西北地区装机占国家电网全国总装机的18%。从这两个数据来看，西北地区电力特点是装机比重大、用电比重小。对此，国家电网的解决办法是建设大规模、长距离的电力输送通道。让西北和西南地区的能源形成互补。”

张志强指出，西北能源大送端建设已具备规模化效应，但消纳问题依然是西北地区新能源可持续发展最大最核心的问题，由于受市场消纳限制，西北资源利用率不高，资源优势没有有效转化为经济优势。新能源的波动性的存在、调峰市场化机制的缺失使得电网调峰能力不足；高比例的新能源、薄弱的交流网架使得电网控制难度增大，难以满足新能源送出的要求。

别朝红表示：“总的来看，西北电网有以下五个显著的特征。”

一是省间联系密切，区域统一运行。西北电网长期以来统一调度、统一运行，省际联络线输送能力强，各省对区域协调运行意识较好。2019年，西北地区跨省交易电量达到271.92亿千瓦时，市场化交易电量占比达72.51%。

二是电力供大于求，外送特点突出。目前全网装机容量已超过27692万千瓦，最大用电负荷仅为9309万千瓦，但是仅仅新能源装机就已经超过了最大用电负荷。西北地区已成为国家电网电力大送端，外送型特征明显，承担着保障多回跨区直流安全输送、多个新能源基地的安全送出、电力跨省交换和远距离输送的重要任务。

三是西北电网新能源装机量大，弃风弃光问题突出。在过去几年，西北电网采取了许多措施，也实现了双升双降。但与全国平均水平相比，西北地区弃风、弃光率仍然高出一倍。

四是用电结构单一，工业占比较高。全区第二产业用电量占比高，社会用电的重工业化特征突出，工业占比较低的陕西、新疆峰谷差大，工业占比高的宁夏、青海等高载能用电占比大，用电负荷平坦。

第五，西北各省资源禀赋、特征具有互补的特点。

别朝红指出，西北新能源发展面临的主要问题有以下几点：火电企业亏损明显，新能源与火电利益协调机制有待完善；省间市场壁垒凸显，区域市场建设缓慢；电价机制有待进一步健全；电力发展规划与市场引导不平衡；区域调峰能力有待进一步提升；电力市场化变革将增大实时调度运行中的复杂性。

建设电力市场机制，促进新能源消纳

2015年电改九号文的发布，拉开了新一轮电力体制改革的大幕。新电改对市场化机制的建设完善和发挥作用提出了明确的指导方向。各地区启动的现货试点和辅助服务试点工作，也为新能源消纳提供了有效的消纳方案。

别朝阳表示：“在电力系统范畴内，市场机制能够帮助构建一套竞争的市场体系、打破垄断、转变能源监管方式，从而通过完善的电价机制让电力资源的配置更加合理，最终降低电力成本、提高能源利用效率、提高安全可靠性，有效促进我国电力的发展。”

别朝阳表示：“完善的电力现货市场能为市场成员提供修正其中长期发电计划的交易平台，反映更短时间内的电力供需，从而实现充分竞争，充分发挥新能源边际成本低的优势，实现优先调度；完善的辅助服务市场能够激励各类资源为新能源消纳提供灵活调节能力,通过市场化手段激励传统机组综合改造、参与辅助服务，在保障新能源消纳的同时协调传统机组与新能源机组之间的利益分配，给予市场主体合理补偿，保障电网安全；完善的新能源跨省区交易机制能够促进新能源在更大范围消纳；完善的容量市场机制能够协调新能源与传统火电的规划与发展，科学合理地激励发电企业增加容量。”

西北地区五省各有特点，以甘肃为例，在我国2018年开始现货市场时，甘肃作为我国首批八个电力现货市场之一，于2018年12月开始现货市场的运行。其交易包括日前现货和实时交易，市场主体也包括风电、光伏、水电等新能源机组，甘肃的电力市场主体种类十分齐全。目前甘肃电力现货市场已经进行了整月结算的试运行，距离真正的现货市场已经十分接近。

别朝阳提到：“虽然甘肃电力现货市场已经接近落地，但同时面临着巨大挑战。首先，甘肃新能源机组占比非常高，但本地电力需求不足，甘肃电力市场范围内具备快速启停的灵活性机组也较少。另外，甘肃的电源和负荷分配不均衡现象十分突出。即新能源机组都在河西，负荷都分布于河东。”

为了解决弃风弃光问题，从2017年开始，西北地区开始发展辅助服务市场，在五省范围内优化资源配置，促进新能源消纳。目前，西北地区已经建成了区域内和省级两级协调的辅助服务市场体系，其运行规模不断扩大，主体不断增多，交易品种十分丰富，对新能源消纳的作用日益凸显。

在西北新能源辅助服务市场中，红利已经逐渐释放，但区域调峰能源仍需要进一步增强。目前，在火电深度调峰的补偿机制上，是按照省内辅助服务的火电机组进行补偿。这对火电机组深度调峰的积极性还有待进一步促进，因此未来还需要采取措施进一步释放火电机组深度调峰的潜力。

此外，张志强表示：“增加本地消纳是解决弃风弃光问题的一种途径，这需要鼓励地方产业的发展。具体来说，可以大力引进和发展地方产业，带动电能消纳，比如引进高科技公司数据中心等企业。另外推行电采暖等电能替代措施，发展余电制氢等新兴产业。在西北新能源富集区，建设以新能源利用为主、多能集成互补联合运行的综合能源消纳示范区。探索新能源富余电力供暖、制氢、参与电力辅助服务实现途径，利用综合能源管理监控平台实现多能集成互补、源-_网-_荷互动，梯次高效利用。”

需求侧资源有待开发

西北新能源消纳问题的原因之一是本地消纳空间不足。西北地区是典型的能源外送区域，本地需求有限。需求侧资源在促进新能源消纳方面具有不可小觑的作用。

张志强表示：“电网的调度部门更关注电网的安全稳定运行，但随着新能源发电增加，无论从电力的渗透率来讲，还是说电量的渗透率来讲，新能源的渗透率在不断地提高，已经从原来的源随荷动运行模式，逐步地转向成源网荷储互动协调运营方式。近几年电力行业开始重视需求侧资源，大背景就是西北电网乃至国家电网的新能源消纳压力逐渐增大。”

张志强认为：“电网公司此前的很多工作都侧重于电源侧，包括火电机组的调峰能力挖掘，以及火电机组的灵活性改造。随着新能源装机的快速增加，预计在‘十四五’期间新能源装机增速将超过‘十三五’时期。到2025年，电力系统调峰缺口将会进一步扩大，因此随着电源侧调峰手段接近枯竭，需求侧资源成为电力系统发展的重点所在。”

别朝红表示：“将需求侧资源纳入常规调节手段，其调节成本低也会更加有效，是未来非常具有潜力的资源。目前西北地区正在制定把需求侧资源纳入到辅助服务的政策中来，需求侧资源作为虚拟电厂和常规机组一起纳入西北调峰调频辅助服务之中。可以说很好的刺激了需求侧资源参与市场的积极性。”

张志强认为：“目前，从受端和送端需求侧管理来讲，技术上已经不存在很大问题，需求侧的发展未来更多还是看电力市场机制，所以在需求侧资源管理中，政策制定、标准制定、设备制造，乃至控制策略研究方面，都会有非常大的发展空间。”

新能源规模化发展是电力部门的低碳化、清洁化背景下的大势所趋，电源结构中新能源比重在不断提高，从最初的寥寥无几到未来的50%、60%甚至更高，这对传统电网和体制机制来说都是很大的挑战。

西北地区是新能源集中地区，目前非水可再生能源装机比重已经超过35%，西北地区新能源消纳当下面临的问题，就是全国未来十年、二十年将要面临的问题。因此，解决了西北的新能源消纳问题，是找到打开全国层面新能源消纳问题的正确方式所在。