国家和省两级层面出手 破解甘肃新能源弃风限电困境

根据国家发改委《清洁能源发电第三方跟踪评估工作方案》相关要求，由甘肃工信委牵头成立评估小组，组织中国电科院对迎峰度夏期间甘肃新能源发电调度进行跟踪评估，通过生产模拟仿真方式开展了新能源消纳影响因素分析和消纳措施效果量化评估，研究提出了缓解新能源发电受限的相关建议，形成了评估报告。

“双升”“双降”成绩的取得，得益于以下几个方面：一是甘肃电网坚持新能源优先调度原则。在制定年（月）度发电量计划时，按照省工信委制定的电力电量平衡原则以及优先发电制度，为新能源留出足够的电量空间；在日前计划安排过程中，结合风电功率预测和电网负荷预测，合理安排电网备用容量，动态调整常规电源机组组合，优先安排新能源发电；在实时调度运行中，依托风电AGC系统实时优化调整风电出力，发电空间增大时优先上调新能源发电出力，发电空间减小时优先调减火电、水电至最低技术出力。二是1至8月甘肃省全社会用电量同比增长8.36%，最大负荷1291万千瓦、同比增长5.5%。三是新能源发电装机增速放缓。2014至2016年，甘肃新能源装机分别新增392万千瓦、337万千瓦、205万千瓦，2017年1月至8月新增100万千瓦。四是开展了新能源省间互济置换及跨区现货交易。五是祁韶直流于2017年7月正式投运，新能源跨区外送能力显著增强。六是备用容量实现西北电网共享。

甘肃作为全国重点新能源战略规划建设基地之一，其省内消纳新能源空间有限，要进一步缓解甘肃新能源发电受限，必须从国家层面协调甘肃新能源在全国更大范围内消纳。

一是要充分利用西北外送电所有通道，增大新能源跨区外送电比例。建议从国家层面研究并明确提高银东直流、灵绍直流等跨区外送电中新能源占比；或从国家层面下决心重新定位规划、在建和已建输电通道功能，将“点对网”变为“网对网”，做到外送通道共享共用，充分发挥其跨区外送西北新能源的作用，有效缓解甘肃弃风限电压力。

二是充分发挥新投运的祁韶直流通道跨区输电能力。研究新能源发电支撑特高压直流技术方案，强化送端电网强度。加强特高压直流受端电网结构，提高稳定限额。同时，研究并扩大受端消纳范围，完善消纳机制，实现“送得出”“落得下”“消得了”，切实发挥祁韶直流通道作用。

三是充分挖掘西北电网整体消纳新能源潜力。继续实施备用容量共享和省间互济，完善跨省调峰辅助服务和发电权交易机制。同时，明确西北区域统一调度、统一消纳新能源；对于新能源消纳，在市场和技术两方面均不设“省间壁垒”，并尽快研究和建立西北区域新能源跨省电力直接交易平台和机制。

从甘肃省层面而言，须采取以下重点措施，以促进新能源省内消纳、缓解弃风（光）限电。

一是严格执行有关电源规划建设项目监测预警机制，停建、缓建有关电源项目建设。甘肃被列入煤电规划建设风险红色预警、风电投资监测红色预警、光伏电站开发红色预警区域。为此，甘肃省应严格执行国家对预警地区停建、缓建、限建有关电源项目建设规定，把通过“刹车”控制装机规模增速做为有效缓解电力过剩和弃风（光）限电情况重要措施之一。

二是建立自备电厂参与调峰制度，提高省内系统调峰能力。结合自备电厂规范建设和运行的专项治理工作，尽快研究出台自备电厂参与调峰制度，将自备电厂纳入调峰机组范围，在当地负荷低谷期降低自备电厂发电出力，在负荷高峰期组织等量自备电厂电量上网，同时确保自备电厂调峰等量置换电量不增加其用电成本。

三是开展燃煤发电机组灵活性改造试点。通过完善调峰辅助服务补偿标准、开展调峰服务市场化交易等措施，推动做为风电基地配套调峰电源的常乐电厂以及其他煤电机组开展灵活性改造试点，提高区域电力系统调节的灵活性，充分挖掘本地区系统调峰能力，促进新能源消纳。

四是共担“降成本”责任，共享“促增长”成果。鉴于甘肃以原材料为主的工业结构明显偏重，工业发展对电力的依赖程度高，电力消纳对工业发展的依附程度也高，“用不起电”和“发不出电”矛盾突出以及省内发电量占优先发电量近100%的实际情况，围绕“建机制”和“降成本”两个目标，按照“不设禁区”的原则，引导省内水电、新能源以“价格接受者”身份与煤电企业共同参与电力市场化交易，缓解煤电企业压力，防止用电下滑、促进负荷增长，实现“降成本”责任共担、“促增长”成果共享的协调发展局面。

五是建立有利于清洁供暖等电能替代工程的价格机制。按照《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》要求，通过扩大市场化交易、完善峰谷价格、实施谷段输配电价和财政支持政策等手段，促进清洁供暖等电能替代工程的加快实现和新能源的就地消纳。

六是积极推进电力现货市场建设试点工作。以电力现货市场建设试点工作为契机，抓紧推进甘肃现代电力市场体系建设。抓紧制订《甘肃省电力现货市场建设试点方案》、《甘肃省电力市场运营规则》，建设和完善技术支持系统。将现货市场建设与完善电力中长期交易紧密结合起来，力争早日具备现货市场交易试运行条件。充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，促进清洁能源优先发电和消纳；促进煤电灵活性改造，充分挖掘系统调峰调节调频能力；引导用户合理用电和需求侧优化用电负荷特性，实现负荷移峰填谷；促进清洁替代和电能替代等。

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甘肃新能源过剩现象持续缓解

甘肃省作为全国开发新能源资源条件好、起步早的地区之一，已成为全国重要的新能源基地，河西走廊被赋予了“陆上三峡”的美誉，为全球瞩目。

但是，在新能源开发规模不断扩大的同时，新能源装机增长与用电消纳之间的反差不断加大，使得新能源消纳这一世界性难题在甘肃显得尤为突出。

为解决新能源“窝电”问题，国网甘肃省电力公司积极探索市场手段，坚持“内调”“外送”双管齐下，全力破解新能源消纳难题。数据显示，截至今年8月底，甘肃全省弃风、弃光率比去年同期分别降低10.35%、9.55%。新能源弃风弃光现象得到大幅缓解。

“希望工程”成为新能源外送主力军

“没有统筹的外送计划，如何消纳没有明确的分配指标？省内消纳不了，省外送不出去。”甘肃省电力公司调控中心主任行舟一语道出目前甘肃新能源消纳的症结所在。

受制于本省羸弱的消纳能力，外送几乎是甘肃加大新能源消纳的唯一途径。为实现甘肃风电、光电、煤电的大规模开发、打捆外送和大范围优化配置，推动甘肃资源优势转化为发展优势，构建西电东送大动脉的酒泉—湖南±800千伏特高压工程应运而生。

6月27日，总投资达262亿元、额定输电能力800万千瓦的酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程全线带电投运。酒湖工程1小时能传输800万千瓦时电量，目前一年可向湖南传输电量400亿千瓦时，构建起外电入湘的“直通车”，年输送电量相当于6个长沙电厂的年发电量，可满足湖南1/4的用电需求。工程投运两个多月以来，已累计外送电量23亿千瓦时，其中新能源消纳约占40%。

作为我国首条大规模清洁能源特高压输电工程，酒湖特高压是甘肃新能源外送的“希望工程”，其外送消纳的作用正在逐步显现。据行舟介绍，由于全省用电负荷已开始止跌上扬，预计在全省新能源装机规模保持2000万千瓦的情况下，到2019年可以将弃风弃光率控制到20%左右，到2020年可以控制到5%以内。

发展电能替代培育消纳市场

“解决新能源消纳问题，不仅要靠特高压线路送出，还要盼着全省经济复苏，推广电能替代就地消纳。”行舟的看法与甘肃省发展改革委一致。《甘肃省可再生能源就近消纳方案》中明确：“要完善可再生能源市场机制、促进省内电能替代，为后续全省可再生能源的健康有序发展奠定基础。”

甘肃省电力公司早在2014年年底就在金昌开展新能源就地消纳试点。金昌市政府为电锅炉、电采暖等电能替代项目搭建了供需平台，选择甘肃金泰电力有限公司这一全省最大的光伏电厂和5家电锅炉企业及电采暖小区用户建立了点对点消纳模式，金泰公司由此一年增发电量628万千瓦时。

前期成功试点为新能源消纳找到了一个出口。在此基础上，甘肃省电力公司进一步推进新能源与自备电厂发电权替代交易，同时积极推进大用户直购电交易，在保证电网安全稳定运行及新能源优先消纳的前提下，开展大用户直购电工作，助推全省用电及工业经济的增长。

今年以来，甘肃省电力公司结合省内产业结构特点，重点实施了燃煤自备电厂替代、城市集中供暖替代等有巨大潜力的替代项目建设，总结推广通过“大用户直购电+峰谷电”等方式支持新能源清洁供暖工程，逐步淘汰地级以上城市建成的燃煤小锅炉，同时在铁路、城市轨道交通、汽车等交通运输领域，以及建筑领域、工业领域、家居生活领域加快推进电能替代，提高电能消耗占比。今年上半年，该公司通过实施电能替代工程增加售电量28.26亿千瓦时。

新能源发展还在路上

根据《甘肃省可再生能源就近消纳方案》展望，到2020年，甘肃可再生能源装机占电源总装机比例接近60%，新能源发电量占全社会用电量比例超过30%，新能源弃风弃光问题将得到有效解决，并建成兼具甘肃特色和示范引领作用的全国新能源综合示范区。

前景美好，但要实现上述目标，尤其是彻底解决“弃风弃光”问题，目前看来依然困难重重。由于网架支撑薄弱，以及风机高压耐受能力不足等一些技术问题的制约，酒湖直流投运后的送端最大输送能力仅为300万千瓦，远未达到额定输送能力。由于新能源消纳所涉及的系统性问题尚未得到根本性解决，产业政策、市场机制、技术措施等环节措施尚未完全到位，新能源的消纳也将成为一项长期的根本任务。

令人欣喜的是，自2016年下半年以来，随着酒湖工程的顺利投运，甘肃新能源“窝电”现象已得到初步缓解。此外，电力需求回暖、煤电成本攀高等也助推了风、光能源的消纳。

“新能源在甘肃走到今天这一步也是必然的。将来酒湖线路如果能实现800万千瓦的满负荷运行，我们完全有信心把弃风弃光率降低到5%以内。”行舟对甘肃新能源发展的未来充满信心。