国网：到2020年弃风弃光率不超5%

　　编者按

　　“中国风电，像风一样快”。早在2012年我国便摘得风电装机容量世界第一的桂冠，2011-2016年，新增风电装机均领跑全球。同期，我国太阳能发电装机量也迅猛增长。但我国风电、光电消纳难题却越来越严重，“边建边弃”的怪圈连续多年始终存在。尤其是严重超出消纳能力的风电、光电“挤着”上网，给电网安全稳定运行带来重重压力。为破解风电、光电“消纳症”，以国家电网公司为代表的电网企业正在加快建设跨区跨省输电通道、提升电力系统平衡调节能力、扩大新能源市场。此外，与水电消纳相比，要解决风电、光电的消纳难题，还需要在加强新能源技术创新研发、增强新能源发电可控性等方面布局施策。

　　根据国家能源局最新统计数据，2016年全年弃风电量达497亿千瓦时，是2014年的4倍，其中弃风率最高的是甘肃，达43%。同时，光伏电站的日子也不好过，数据显示，2016年，仅西北五省（区）弃光电量就达70.42亿千瓦时，弃光率19.81%。

　　众所周知，我国风电、光电主要集中在“三北”地区，即在国家电网公司经营区域。一边是严重超出消纳能力的风电“挤着”上网，一边是电力系统安全稳定运行压力重重。作为在风电等新能源消纳过程中的关键环节，国网将采取哪些措施解难题？近日，本报记者对此进行了采访调查。

　　建设跨区跨省通道增强送电能力

　　“实现全国范围内平衡就要有特高压电网，在大市场内调剂余缺，多的消掉，少的补上。要让东中部少上机组，特别是少上火电，欠缺的电用西北部清洁能源补上。”日前，国家电网公司原董事长刘振亚指出，“清洁能源能否实现快速发展与政策、市场有关，有清洁能源的地方没有消纳能力，外送特高压项目又需要审批。东部已经上了这么多火电，清洁能源就没有消纳市场了，换言之，是布局出了问题。”　

　　截至2016年底，我国“三北”地区新能源装机合计1.63亿千瓦，但电力外送能力只有3700万千瓦，而且还要承担煤电基地电力外送任务，远不能满足送出需要。如果将电力消纳市场比做一个水桶，经济增速放缓、电力需求增速减慢等原因已致使水桶近满，但新能源等各类电源还在不断注水。在这种情况下，如何将溢出的水通过合理配置送到需要的地方，就成为解决问题的关键。

　　对此，国家电网公司相关人士表示：“加快建设新能源并网工程和跨区跨省输电通道，打造清洁能源大范围优化配置的坚强平台，满足新能源集中大规模开发和大范围消纳需求，是解决弃风弃光问题的治本之策。”事实证明，以特高压为代表的跨区跨省输电通道在外送风电等新能源中发挥了重要作用。截至2016年底，国网经营区域新能源并网装机突破2亿千瓦，2016年全年消纳清洁能源达11893亿千瓦时。万亿电量中，通过特高压交易的清洁能源电量超过1000亿千瓦时，占特高压交易总量的七成多。

　　2016年底，国家发改委、国家能源局发布的《电力发展“十三五”规划》和《风电发展“十三五”规划》明确了“十三五”风电发展的总量目标，即到2020年全国风电装机达2.1亿千瓦以上，并提出大力发展新能源要优化调整开发布局，依托电力外送通道，有序推进“三北”地区可再生能源跨省区消纳4000万千瓦。由此可见，建设一系列特高压等跨区跨省外送通道，将促进能源基地集约化开发，扩大风电、光电等清洁能源的消纳范围，加快当地资源优势向经济优势转化。同时，对满足京津冀鲁、长三角等负荷中心的清洁用电需求、助力经济社会发展具有重要意义。

　　建设抽蓄电站提升调峰能力

　　据了解，为解决弃风弃光问题，《电力发展“十三五”规划》和《风电发展“十三五”规划》都在解决弃风问题上布局落子，除了优化可再生能源布局、弃风弃光地区要适当放缓规模和节奏、坚持集中建设与分散建设并举的原则外，还要求全面提升系统的灵活性，提高电力系统的调峰能力。

　　数据显示，2016年，国家电网经营区63%的弃风电量发生在供暖期，低谷弃风电量又占总弃风量的80%。这主要是由于“三北”地区大风期与供暖期重叠，而“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能等灵活调节电源比重低，供热机组不能深度调峰，保供热和新能源消纳矛盾突出。如东北地区就出现了供热期火电最小技术出力超过最小用电负荷的情况，完全没有消纳风电的空间。

　　如何提升电力系统的平衡调节能力、腾出空间消纳风电？作为目前最具经济性的大规模储能设施，建设抽水蓄能电站无疑是首选。抽蓄电站就像清洁能源的“蓄水池”，在增强系统运行灵活性、保障电网安全的同时，可以为提高电网消纳能力提供重要支撑。如2015年，辽宁蒲石河、吉林白山和北京十三陵抽水蓄能电站负荷低谷抽水启动分别为1268、546、980次，累计消纳风电电量达33.5亿千瓦时。2016年，抽水蓄能电站平均综合利用小时数3185小时，同比增长78%，为有史以来最高，充分利用抽水蓄能电站调峰作用，增加消纳新能源电量103亿千瓦时。

　　为此，国家能源局部署推进能源领域供给侧结构性改革，确定化解消纳存量、优化系统调度运行、发展抽水蓄能等调峰电源作为解决弃风弃光问题的重要举措。《电力发展“十三五”规划》明确：“十三五”期间建成1700万千瓦、开工建设6000万千瓦抽水蓄能电站。由此可见，2020年2.1亿千瓦的风电装机容量目标，必然要求系统调节能力和保障手段同步增强，加快建设抽水蓄能电站的战略意义和全局影响将更加凸显。

　　增强新能源发电可控性

　　新能源大规模消纳难，难在预测、控制和调度。因此，必须在风电并网运行的核心技术上攻克难关，在有效提高新能源接纳能力的同时，确保电网运行的稳定性。

　　记者了解到，为提高新能源预测预报和调度水平，国网全面部署了新能源功率预测系统，建成世界上规模最大、信息最全的风电运行实时调度监测网络。同时，“十二五”以来，该公司累计投入超20亿元开展课题研发，覆盖新能源发电装备、新能源并网仿真及规划、大容量储能等，多项关键技术取得突破。如采用先进控制手段优化风电场有功出力，解决风机低电压穿越、新能源集群控制等重大技术问题；研究高压大容量柔直关键技术，缓解风电基地高比例可再生能源高效接纳和外送问题；发展储能技术，推进虚拟同步机研究，促进新能源并网消纳。

　　下一步，国网将加快实施电采暖、港口岸电、北方地区风电供暖等措施，进一步推动电能替代，通过推进新能源企业与自备电厂发电权置换等措施拓展新能源消纳市场。此外，该公司还将依托大电网、大市场，发挥交易市场平台作用，打破省间壁垒，鼓励新能源企业积极参与外送，支持西部北部风电等清洁能源通过集中交易、双边交易等市场化交易方式实现跨区跨省消纳，促进风电等新能源在全国范围内优化配置。

　　通过以上措施，国网旨在实现的目标是：“力争2017-2018年，弃风弃光矛盾得到有效缓解，到2020年，根本解决新能源消纳问题，弃风弃光率控制在5%以内。”