西北區域是我國能源資源聚集地之一，擁有豐富的風力資源和充足的光照環境，是發展風電、光伏等新能源的良好地帶。近幾年，在國家政策的大力扶持下西北區域五省(區)的新能源發展迅速，對電力系統的運行、規劃和發展帶來了深遠的影響。同時，由于遠距離大容量輸電、調峰能力不足等問題，西北各省(區)存在不同程度的棄風、棄光現象，隨著用電需求的變化和新能源裝機的迅速增長，未來西北地區的新能源消納形勢將會更加嚴峻。

為了對大規模新能源接入形勢下西北區域五省(區)電力系統的運行特點進行全面把控，以便進一步統籌源網總體規劃、提高系統運行管理效率，減少棄風棄光，推動新能源發電科學規劃、合理運行、有效監管，2016年西北能源局進行了西北區域新能源發展規劃及運行監管。結合現場監管情況，深入分析了電力系統的電源側和電網側發展協調程度、新能源消納情況、供電可靠程度、經濟運行水平等重要信息，科學、客觀評估了西北區域新能源發電運行現狀;摸清了制約新能源消納的具體薄弱環節和限制因素，對癥下藥，提出解決建議;并根據“十三五”規劃最新信息，通過預測2020年西北區域新能源發電運行情況，針對性地提出了新能源發電規劃優化建議、消納策略及監管建議。

一、西北區域新能源發展規劃情況

通過對西北五省(區)電網的現狀和“十一五”發展規劃情況分析，得出相關結論如下：

1、西北區域未來棄風棄光現象將依然嚴重

2020年西北區域各省(區)依然會存在較為嚴重的棄風棄光，表1為模擬評估的2020年各省新能源消納水平與2015年情況的對比，可見西北各省的棄風棄光率仍然偏高，距離實現新能源全額消納的目標，仍然還有很長的路要走。其中甘肅和新疆即使考慮了新建直流工程以利于新能源外送消納，棄風棄光率預計仍將超過20%，消納壓力較大;寧夏、青海整體棄新能源率在10%左右，還存在部分消納的壓力;陜西如果新建了陜北-關中二通道，棄光棄風率將維持在較低水平。


如果要求西北區域五省(區)保持棄風率和棄光率都在5%以內，則此時各省的風電和光伏裝機大小和占比應該如表2所示，可以看到，除了陜西外，西北區域其余四省(區)的新能源規劃裝機規模都已經超過了系統可以正常消納的范圍，部分省份的棄風棄光情況理論上已經不允許在2020年以前再新增新能源裝機，例如甘肅省即使2015年之后不再新增風電裝機，也很難保證將棄風率控制在5%。


2、西北區域發生棄風棄光的原因逐漸變化，調峰能力不足問題凸顯

西北區域棄風棄光的兩大主要原因為系統調峰能力不足和傳輸容量受限。由表3，隨著西北區域電源電網的發展，兩大原因對棄風棄光的影響占比正在發生變化。2015年調峰能力不足已是西北電網棄風棄光的主導因素，但新能源傳輸容量受限問題依然不容忽視。2020年對于西北大部分省份來說，傳輸容量受限的導致棄風棄光占比已經很小，而調峰能力不足問題將會越來越嚴重。


按照國家“十三五”規劃，西北區域各省(區)網架結構將顯著加強，特別是陜西陜北-關中750千伏第二通道、青海750千伏北通道和日月山-塔拉-海南-西寧雙環網、新疆“五環網”的建設，將顯著提高西北各省(區)新能源外送消納能力，除甘肅電網依然受制于河西走廊輸電通道以外，各省(區)新能源送出受限的問題將得到很大程度的緩解。

從前面的分析可知，“十三五”規劃完成后，甘肅將成為西北區域中唯一會因為傳輸容量受限而大量棄風棄光的省份。因此，未來依然需要繼續對甘肅電網結構進行繼續加強。特別是河西走量輸電通道，要盡快建成由雙回750kV線路組成的多環網結構，從而進一步提高甘肅省西北部電源中心向西南部負荷中心的輸電能力，減少因為傳輸受阻而造成的棄風棄光。

通過對西北2020年的運行情況進行模擬可知，隨著西北區域各省(區)網架不斷加強，新能源裝機不斷增加，調峰能力不足將成為限制西北區域各省(區)新能源消納的主要因素。寧夏電網和甘肅電網在供熱期間調節能力較弱;新疆自備電廠占比很大，在自備電廠不參與調峰的情況下，難以為新能源消納留出足夠的空間;同時，青海、陜西電網在水電大發期間，也可能面臨調峰問題。

對于目前的西北電網來說，除了加快推進光熱、抽蓄等靈活電源建設外，充分發展輔助服務市場和引入需求側響應是在現有條件下提高系統整體調峰能力，促進新能源消納的可行之道。

3、直流跨區外送將成為西北新能源消納的重要方式之一

“十三五”規劃期間，西北區域各省(區)將建設數項跨區外送的特高壓直流輸電工程，如陜北-江西直流輸電工程、酒泉-湖南直流輸電工程、寧東-浙江直流輸電工程、“疆電外送”系列工程等，在模擬計算中可以得知，如果考慮將新能源通過直流輸電工程打捆外送，將顯著降低西北地區棄風棄光電量，提高新能源消納水平?？梢灶A見，新能源通過直流跨區外送將成為未來西北區域各省(區)提高可再生能源利用率，促進新能源消納的重要方式之一。

二、新能源運行策略和消納政策建議

通過對西北新能源運行情況的現場監管，并結合國內外對新能源消納的先進經驗，提出西北新能源消納的運行策略和配套消納政策建議如下：

(1)從系統運行的角度應允許合理棄風棄光

是否實現新能源的全額消納是新能源運行效益高低的重要標準，但不是唯一標準。歐洲和北美等新能源利用充分的地區，仍然存在棄風棄光。眾多研究從風光出力的統計特性指出，100%全額消納往往不是整體的最經濟方案。因此，應該允許系統在電網負荷低谷等時段適度棄風棄光，避免電力系統為保證新能源大發時全額消納而付出高昂的輸電成本和深度調峰成本。

(2)充分利用多類型能源廣域時空尺度上的互補性

西北電網各省(區)包含了豐富的風、光、水等可再生資源，充分利用各類能源的互補特性有助于最大程度上緩解隨機波動，達到優化調度的目的。尤其是要充分利用黃河上游水庫的能量存儲能力，在短時間尺度和長時間尺度做到與風光的互補調度。

(3)科學利用輸電通道，減少新能源長距離輸送

由于通道資源有限，風電、光伏常常與火電共用輸電通道，造成了各類電源互相擠占傳輸空間。因此，省級電網應當根據各類電源特點，遵循公平、合理的原則，并給予新能源一定的優先級，促進風、光、水、火各類電源對輸電通道的使用比例合理分配。

新能源富集地區往往需要投入大量的電網建設成本和調度成本來實現新能源的長距離輸電消納。各方應該采取一定的經濟刺激政策，激勵用電大戶在新能源集中裝機地區投資生產，推行電采暖等電能替代措施，發展余電制氫等新興產業，從而盡可能實現新能源的就地消納。

(4)推進輔助服務市場建設，建立調峰參與激勵機制

西北區域五省(區)新能源消納能力不足的原因是調峰能力不足。因此，需要采取措施深度挖掘常規機組的調峰潛力，尤其是自備電廠和在供暖期供熱機組調節能力。從政策角度來說，主要是要推行合理的調峰輔助服務補償機制，在區分不同機組類型和調峰能力的基礎上，根據機組的不同調峰深度給予合理的補償額度，以提高其參與到深度調峰的積極性。同時進一步引入市場機制，建立輔助服務交易市場，通過經濟手段激勵自備機組、供熱機組等參與調峰輔助服務，這對于促進大規模新能源的利用具有重要的意義。

(5)引入需求側管理提高新能源消納能力

需求側管理是利用市場手段，充分發揮終端銷售電價的杠桿作用，引導用戶自愿改變用電方式、用電時間等行為，使得用戶負荷也參與到“削峰填谷”中去，從而引導電力的供求平衡，擴大新能源的消納。實行需求側管理，可以對用戶實行峰谷電價、可中斷電價等，以其提高電力需求價格彈性。隨著電動汽車和供熱蓄熱技術開始普及，需求側管理將越來越體現其重要地位。

(6)推廣可再生能源配額制政策

目前我國主要采取上網電價、度電補貼等導向性政策來鼓勵新能源消納。但是，由政府規定的電價和補貼難以隨市場變化靈活調整，無法對新能源成本變化做出及時反映。在西北區域，建議盡快推行可再生能源配額制，對發電企業、電網企業和地方政府三大主體提出約束性的可再生能源配額要求，也就是說要強制發電企業承擔可再生能源發電義務，強制電網公司承擔購電義務，強制電力消費者承擔使用可再生能源的義務。在強制性的基礎上，配額指標也允許通過交易行為在不同市場主體之間流轉，使得配額制可以更為靈活地幫助新能源消納。

三、監管建議

新能源規劃不應當僅僅是新能源發電項目的規劃，而是使涉及包括電源、電網、用戶在內的電力系統整體規劃，為了從根本上解決新能源大量并網的西北電網電源和電網規劃問題，轉變新能源規劃監管思路，提出了如下建議：

(1)促進新能源與其他電源統一規劃

要確保新能源優先調度、全額收購，客觀上需要其他電源具備和新能源相匹配的靈活調節能力，因此，新能源要做到與其他電源的統一規劃。

一方面，需要將調節靈活性納入電源規劃的考慮范圍：1)加強燃氣機組、抽水蓄能電站等靈活電源的建設;2)轉變火電發展思路，新建煤電不僅要滿足容量需求，也要考慮調節能力需求;對現有熱電進行改造，使其得以發揮調峰潛力，幫助新能源消納;3)開展光熱、電池等儲能的專項規劃，通過增加儲能環節，實現能源的梯級利用，減少資源浪費。

另一方面，需要轉變傳統的以電力電量平衡為依據的電源規劃方法，加強新能源出力特性的分析，采用國際上廣泛采用的基于概率理論新型電力系統規劃方法，對系統對新能源的接納能力進行有效評估，避免大量新能源的盲目上網無法消納，做到電源建設適度超前于當地負荷發展水平。

(2)促進新能源與電網統一規劃

應該明確新能源在電力系統中的地位，督促電網企業在總體規劃中為近期和遠期新能源發展創造足夠的發展空間，變被動調整為主動適應性規劃，并及時公布電網對新能源的接納能力;督促發電企業在電源規劃中與電網規劃中長期發展思路保持一致，引導新能源規劃理性進行;對于大型新能源發電基地，提前做好促進新能源消納的電網規劃方案，實現新能源電源發展規劃與電網發展規劃的統一協調。

(3)注重電源和電網在建設時序上的銜接

新能源發電項目和配套電網項目的建設工期不匹配的現象已經對新能源發電的接入和送出帶來了嚴重的影響。因此，“十三五”期間應該從監督機制、規劃內容上解決新能源發電和電網的建設時序的銜接問題，切實有效推進新能源和電網前期工作協調一致。尤其是電價調整方面，要注重評估新能源電價調節對新能源無序搶裝的影響，提高電價調整透明度，統籌安排電價調整和項目審批。