国网甘肃省电力公司党委书记、董事长李明详细介绍了甘肃新能源发展现状和特点、新能源消纳困难的原因、已采取的积极措施和建议，观察君认为文章数据翔实、逻辑清晰、观点深刻，供广大业内专家及学者参考。

1.甘肃省风电和太阳能发展现状及特点

（1）甘肃新能源装机容量较大。截至2017年6月底，全省发电装机4909.49万千瓦。其中，风电1277.18万千瓦，占比26.01%；太阳能766.94万千瓦，占比15.62%。2017年上半年，甘肃省发电量完成627.75亿千瓦时，同比增长9.18%。其中，2017年上半年风电最大出力623.5万千瓦（5月15日），光伏最大发电出力408万千瓦（1月22日）。新能源最大日发电量12945万千瓦时（5月15日），占当日全网用电量的52.28％。

（2）甘肃新能源装机大规模集中。甘肃电网新能源装机大规模集中在河西地区，尤其是酒泉地区。新能源大规模集中，导致新能源发电同时率高，出力波动性大。河西地区新能源总装机容量达1892万千瓦，占全网新能源总装机容量的93%。

（3）甘肃弃风、弃光矛盾十分突出。受调峰能力和消纳空间限制，弃风、弃光矛盾十分突出。甘肃新能源主要集中在河西地区，全省用电负荷主要集中在兰州、白银地区，受河西750千伏河西输电通道能力、省内消纳能力及外送市场省间壁垒制约，新能源消纳矛盾突出。2017年上半年，甘肃在在采取各种措施后，确保了风电、太阳能发电量同比分别增长19.65%和4.32%。但由于新能源装机比例高，2017年上半年，弃风电量仍达到49.5亿千瓦时，弃风率36.06%，位列全国之首；弃光电量9.88亿千瓦时；弃光率22.99%，位列全国第二。甘肃省目前是全国弃风、弃光问题最严重的省份之一。 

2.甘肃新能源消纳问题的主要因素

（1）新能源装机增速过快，装机规模远超当地消纳能力。截至2017年6月底，甘肃最大用电负荷1248万千瓦，甘肃电网装机负荷比达3.88∶1，新能源装机负荷比达1.58∶1，风电总装机容量已超过全网最大用电负荷。同时，甘肃用电负荷以有色、化工、黑金属冶炼等高载能企业为主，约占全省用电量的50％左右。受产能过剩及市场价格影响，2014年4月至2016年10月，甘肃省电力公司售电量连续30个月负增长。2012～2016年，全省统调用电量由2012年970亿千瓦时降至909亿千瓦时。预计今年甘肃电网富余电量将超过500亿千瓦时。

（2）甘肃内无快速调节电源，全网调峰能力有限。受风电间歇性、波动性、随机性等特点，必须利用火电、水电等可调节能源进行调峰，才能削峰填谷。在保证电力安全可靠供应的前提下，风力等新能源发电与调峰电源的比例应达到1∶4。目前，甘肃省没有抽水蓄能等大型快速调节机组，风电调峰只能依靠常规火电机组及水电机组。据统计，甘肃可调峰机组容量约1060万千瓦，占总装机容量的25%，同时受水电、火电机组运行方式以及检修等因素影响，甘肃实际最大调峰能力仅500万千瓦，风力发电严重受调峰能力的限制，存在有电发不出的问题。

（3）受外送通道限制，新能源送出严重受阻。除±800千伏酒湖直流输电工程外，河西地区新能源目前只有通过西北新疆联网I、II通道送出，河西断面最大送出能力560万千瓦，加之河西通道输电走廊有限，今年随着兰新铁路建设，天中直流、酒湖直流及吉泉直流施工跨越，设备停电次数多，新能源送出严重受阻。

（4）跨省跨区消纳机制不畅，新能源消纳空间受限。目前，西北电网只有天中、银东、灵绍、祁韶、德宝、灵宝6条跨区直流通道。只有±800千伏祁韶起于甘肃。由于西北各省（区）电力市场普遍供大于求，外送通道争取困难，对甘肃风电消纳造成了较大影响。同时，由于风电等新能源外送落地电价低于火电落地电价，部分省份接受火电的意愿较低，希望能对其实现纯新能源外送。受新能源发电特性制约无法无法完成整体发用平衡，必须靠常规电源进行调峰。甘肃省外送电量中新能源占比最大仅能达到40%，因此纯新能源外送难以实现。

3.甘肃解决新能源消纳的积极措施

（1）严格并网管理，保证新能源有序健康发展。严格落实《国家能源局关于发布2017年度风电投资监测预警结果的通知》（国能新能〔2017〕52号）要求，对预警结果为红色的地区，甘肃省电力公司不再受理风电项目新增并网申请（含在建、已核准和纳入规划的项目），一律暂停办理接入系统意见、并网调度协议、购售电合同等所有对外文件。

（2）深挖省内调峰能力，确保风力发电优先调度。按照有序放开发用电计划的有关要求，甘肃省在安排全年发电计划时，不再安排非保障性火电发电计划，火电按照省工信委下达的保证供热、保证电网安全的最小开机方式运行，优先安排新能源发电。深挖省内调峰能力，加强水、火电机组AGC运行管理。2017年1～6月通过全网水电调峰增发新能源电量6%。

（3）优化全网调度策略，保证新能源优先消纳。通过增加稳控等多种方式，提升河西断面输电能力，全年增加河西新能源送出能力9亿千瓦时。加快西北系统保护一期建设，预计全年可增加新能源送出能力1亿千瓦时。加强新能源调度管理，提升新能源场站端短期、超短期功率预测精度；开展新能源理论功率算法研究，实现弃风弃光电力、电量实时统计；升级优化甘肃电网新能源调度有功智能控制系统，实现新能源日前发电计划的安全校核。加强精细化调度，实时计划下达时间由原5分钟缩短至1分钟。

（4）发挥大电网统一调配优势，充分利用外省调峰资源。在风电大发时段、省内调峰资源用尽后，充分利用省间联络线交换能力及外省调峰能力，积极开展西北电网日前、实时交易及主控区置换，促进新能源消纳。2017年1～6月，合计开展日前、实时交易615笔 ，送出新能源电量4.91亿千瓦时；合计开展主控区置换交易1716笔（日最高开展53笔交易），累计多送新能源12.97亿千瓦时。开展可再生能源现货交易，2017年已开展日前现货交易296笔，累计多送新能源13.7亿千瓦时。

（5）充分发挥灵活交易机制，开展省内及跨省区发电权交易。落实国家可再生能源就近消纳试点政策，在政府主管部门指导下，积极开展省内新能源电厂替代自备电厂发电。2017年，与兰铝自备电厂等签订发电权置换交易合同19.3亿千瓦时。2017年上半年与河南、重庆跨省开展新能源与火电发电权置换交易：与重庆交易电量0.982亿千瓦时，与河南交易电量1.8976亿千瓦时，合计交易电量2.8796亿千瓦时。开展了甘肃送华中(抽水蓄能)短期外送交易，为湖北白莲河抽水蓄能电站送电0.345亿千瓦时，实现了新能源为抽水电站提供蓄能能量零突破。

（6）积极争取外送空间，推动新能源跨省跨区消纳。甘肃省电力公司积极向国家电网公司、西北分部等上级单位汇报沟通，努力争取省外用电市场，扩大外送规模。2017年1～6月已完成外送电量92.22亿千瓦时，较去年同期增长18.16%。其中新能源外送电量46.17亿千瓦时，较去年同期增长62.68%，有效降低了省内消纳压力。

（7）确保酒湖特高压输电工程按期投运，推动新能源大规模外送。为推动甘肃省新能源大规模远距离外送，甘肃省电力公司积极响应关于加强新能源外送通道建设的要求，历时6年多时间，从工程项目可研、前期、核准、建设各个环节，投入大量人力、物力、财力，累计投资261.86亿元，克服各种困难，建成目前全球在运距离最长的特高压直流输电工程。工程于2017年6月23日正式投产，工程途经甘肃、陕西、重庆、湖北、湖南5省（市），线路全长2383千米，输电能力800万千瓦，年最大输送电量可达到400亿千瓦时，将改善甘肃河西新能源只通过河西750千伏I、II通道送出严重受阻的局面。 

4.解决甘肃新能源发电并网问题的建议

（1）促进新能源在全国更大范围内消纳。目前西北已建成了祁韶、天中、灵绍、银东、灵宝、德宝6条跨区域直流通道，加上即将投产的吉泉直流，西北电网的跨区外送能力将得到极大加强。建议国家本着新能源优先消纳的原则出台可再生能源配额制，统筹安排跨区域外送交易，打破省间壁垒，促进新能源健康发展和国家能源战略的有效落实。

（2）建立全国“统一调峰、统一调度”的运行协调机制。充分利用各省区电网间高峰时段差异，通过短时调整跨省区联络线输电功率的方式，实现跨省区备用共享，统筹利用全网调峰资源，统一调度，弥补新能源发电预测偏差等因素导致的电网备用不足，有效解决风力发电在局域电网内因调峰能力不足而导致的有电发不出的问题。

（3）最大限度发挥酒湖直流通道送电能力，实现甘肃省清洁能源在全国范围内优化配置。建议加大酒湖外送电计划的协调力度，确保2017年完成甘肃送湖南52亿千瓦时送电目标，“十三五”后三年，随着湖南电网备用容量及交流环网的加强，能最大限度发挥酒湖直流通道送电能力，实现甘肃省清洁能源在全国范围内优化配置，有效解决甘肃省弃风、弃光问题。

（4）加大项目扶持和引进，促进甘肃省内用电负荷增长。甘肃电网新能源装机容量大，网内发电大量富裕，建议国家加大对甘肃项目的扶持力度，在东西部产业转移中，引导电解铝等高载能产业落户甘肃，以项目带动逐步增加甘肃电网用电负荷，扩大新能源省内消纳空间，缓解弃风、弃光矛盾。

来源：作者井然专访，刊发于中国电力企业管理