促进西北新能源高比例发展：保供前提下以最低成本消纳新能源

2022年8月23日，自然资源保护协会（NRDC）与中国能源研究会合办“西北新能源高比例发展“研讨会，发布了由NRDC支持、“中国电力圆桌项目”课题组完成的报告《建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展》。会上，NRDC清洁电力高级顾问王万兴博士、西安交通大学副教授李更丰、国网西北分部专家陈天恩、电力规划设计总院副总工程师王霁雪、国网能源研究院副院长蒋莉萍、中国电力企业联合会专家委员会首席专家肖创英以及中国能源研究会碳中和产业合作中心主任黄少中等专家，结合目前西北地区的新能源发展现状，从国际经验、国家发展战略、地方发展实践等角度，探讨了促进新能源高比例发展的路径和支撑环境以及区域电力部门的低碳转型方案，为全国双碳目标的实现提供参考。

西北电网是全国六大电网之一，包括陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆五省（自治区）电网。西北电网的电力供大于求，是我国供电面积最大、电力外送比例最高的区域电网。截至2021年底，西北电网新能源（除特别说明之外，本文中的“新能源“特指风光）装机占该地区全部装机规模的42%，发电量占比21%，远超全国新能源装机占比27%和发电量占比12%的平均水平，已超过欧盟同期水平。2022年，西北电网新能源单日发电量和最大出力均创新高，新能源日最大发电量占比35%、（瞬时）最大出力占比48%。青海省的新能源发电出力占比达到了惊人的79%，比当时全省用电负荷还高出4%。

根据国际能源署（IEA）提出的可变可再生能源（简称VRE，即风光）发展的六个阶段，中、美、加、法、日等国家都处于第二阶段，VRE发电量占比为10%左右，依赖系统现有的灵活性来消纳VRE。西北地区已由第三阶段迈入第四阶段，即以VRE为主的新能源在特定时段内可以提供大部分的发电量。目前，英、意等国处于第三阶段。进入第四阶段的只有丹麦、爱尔兰和德国等少数国家。IEA指出，进入第四阶段面临的挑战是，一方面需要更先进技术方案来保障系统的稳定，另一方面还需要改变电力系统运行方式与监管规则以适应大量VRE的接入。

自2018年以来，“中国电力圆桌项目”课题组先后开展了“西北区域电力现货市场及监管机制研究”、“适应新能源发展的西北区域电力辅助服务市场研究”和“‘双碳’背景下西北电网新能源消纳的市场化机制研究”。在此基础上，课题组完成并在今天的研讨会上发布了最新研究报告《建设多层次市场机制促进西北新能源高比例发展》（以下简称研究报告）。

研究报告认为，在“双碳”目标以及风光大基地规划建设的新形势下，西北电网新能源占比将进一步提高。预计2022年西北电网新能源总装机将超过火电，成为西北第一大电源。西北电网也将因此成为全国首个新能源装机第一的区域电力系统，同时面临腰荷时段的消纳与早晚高峰的保供压力。预计到2025年，新能源装机占比将超过50%，成为西北电网的主体电源，电力系统将率先实现碳达峰目标。另外，西北地区市场主体组成形式复杂，亟待通过市场手段厘清运行关系。截至2021年底，西北外送电量占全网用电需求的37%。“大送端”电网特性日益凸显，外送对消纳的影响越发重要。

为促进西北新能源高比例发展，研究报告建议，应扩大资源的优化配置范围、打破消纳壁垒，并针对电力市场建设提出了三点具体建议：

首先，应分阶段完善西北电力市场架构。对于现货市场建设，应从分散式逐步过渡到集中式市场；对于辅助服务市场，应分阶段建设、遵循“先区域、后省内”的发展模式；对于容量补偿机制，应建立“可靠性+灵活性”双轨运行制容量市场。

其次，应丰富电力市场的参与主体。充分推进新兴市场主体参与电力市场，提升电力系统的灵活调节能力。通过电源侧、电网侧、需求侧、储能侧等方面来推动电力系统的灵活调节能力提升，适应大规模新能源并网后的要求。

此外，应完善新能源外送机制。构建配套电源和富余电能相辅相成的西北外送交易体系，在满足系统安全稳定的前提下，逐步增加输电通道的新能源占比，通过各省多送端合作互补互济，有效平抑新能源的随机性和波动性。

NRDC首席代表张洁清强调，实现双碳目标，电力系统是关键。要“破”化石能源占主导地位的能源体系，就要先“立”新能源的供给和消费能力。西北地区的新能源装机规模和发电量均处于全国乃至全世界的领先水平。围绕西北新能源高比例发展进行研究，对其自身的发展和全国电力部门的低碳转型，都具有非常重要的意义。

NRDC清洁电力高级顾问王万兴博士在介绍国际经验时表示，稳定的政策与激励机制对降低成本和扩大可再生能源技术市场需求是不可或缺的。在全球很多地区，可再生能源的平准化成本已能够与煤、油、气等常规能源进行竞争。过去两年，新增可再生能源装机占到了全球新增电力装机容量的80%以上。如何从电力系统的规划、建设、调度、运行以及电力市场的架构与规则上进行创新，安全高效地消纳新能源，是我国建设清洁低碳的能源系统，实现电力行业低碳转型的关键。

西安交通大学李更丰教授表示，随着更大规模的新能源接入电网，系统消纳面临着巨大挑战。2016年以来西北地区新能源利用率“五连升”的势头预计将在今年被打断；比如今年五月甘肃省弃风率上升至18.3%、青海省弃光率上升至16.3%等情况均说明西北地区新能源大发展带来的消纳压力持续增长。考虑到西北地区现有市场交易机制还不能完全适用于未来新能源大规模开发和高效利用，因此如何充分利用西北地区资源禀赋优势、省间互补特性，建立多层次灵活市场交易体系，突破西北地区新能源受阻的瓶颈，从而促进全区的新能源消纳水平提高，成为亟需解决的问题。

国网西北分部专家陈天恩指出，在新能源发展过程中，曾出现严重的弃电问题。2016年西北地区的平均弃电率为29%，甘肃的风电弃电率高达43%。西北新能源弃电倒逼消纳率先市场化，并取得了显著成效。新能源弃电率由2016年的29%降低到2021年的5%，利用率由71%提高到95%。面向“双碳”目标，新能源电量渗透率从20%提高到40%的时候会出现更严峻的挑战，目前的峰谷价差和辅助服务机制会显得力不从心，需要重新完善乃至重塑现行电力市场。因此，现阶段的工作重点是推动西北电力市场由大到强。完善乃至重塑现行电力市场，在保障电力可靠供应的前提下，以最低的成本接纳新能源，助力实现碳达峰、碳中和目标。

电力规划设计总院副总工程师王霁雪认为，新能源的高质量发展对于保供是有好处的。西北地区风光资源丰富，具有巨大的发展潜力，在全国能源低碳转型中具有独特的地位，在“十四五”到“十五五”期间将承担更为重要的作用。目前已安排一定规模的保障性并网和市场化并网项目，可以支持西北地区完成可再生能源消纳指标。但作为重要的送端地区，需要做好新能源、支撑电源和外送通道的要素协同，对支撑电源和区域网架加强等工作提早进行谋划。

国网能源研究院副院长蒋莉萍提出，在着力构建高比例可再生能源新型电力系统的语境下，对于诸如西北这样的新能源发电量占比已超过20%的电力系统而言，我们需要用建团队的思路，探讨如何通过创新的技术手段、管理手段和市场机制，通过跨省跨区互济并充分挖掘新能源参与电力系统平衡的能力和优秀表现，实现“不断降低化石能源发电量比例”这一目标，而不应该继续停留在过去新能源占比较低的“消纳”阶段的养孩子思路上。今年四川电力系统出现的缺电状况，虽然属于极端天气年份里特殊事件，但是传递出一个信号：靠天吃饭的高比例可再生能源电力系统出现时段性的缺电现象是难以避免的。所以，此类系统的能量供应充裕性问题，必须作为规划和运行中的重点关注和系统研究分析的关键点之一。西北的实践已经证明有两条路径是行之有效的，一是扩大资源优化配置范围，另一条是电力系统与其他能源供应系统之间的协同。

中电联专家委员会首席专家肖创英认为，在享受高比例可再生能源带来的利好的同时，也将承担着潜在的灾害天气带来的代价。对此要有认识上的准备，要认识到保供的艰难。作为可再生能源高比例的样本，四川缺电问题带给西北的一个重要借鉴，是要充分提升电网的调节能力，未来应加强电网互济能力的建设，发挥跨区域的调节能力来支撑送端的新能源发展，调动受端资源在提升送端电网灵活性方面的作用。

中国能源研究会碳中和产业合作中心主任黄少中提出，随着双碳目标的提出，我国能源转型发展摆到了更加突出的位置，驶入了快车道。西北地区作为典型的能源生产和外送基地，风光资源异常丰富，是我国能源转型发展的主要依托，同时传统能源也相对丰富，是保障能源安全的压舱石。因此，西北能源转型发展具有典型特征和意义，把西北地区能源转型发展问题分析透、解决好，对全国乃至世界都有重要的借鉴和示范作用。如何推进西北的能源转型发展，必须要统筹谋划，多措并举。一是要放眼全国统筹考虑，不能就西北论西北。二是要在外送通道和机制设计两方面发力。三是要发挥市场有效和政府有为的双重作用。四是要实现能源转型发展和能源安全保障的协调统一。