西北電網覆蓋陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆五省(自治區)，是我國供電面積最大(310萬平方公里，約占國土面積的1/3)、主網電壓等級最高(750千伏)的區域電網。近年以來西北風電、光伏等新能源快速發展，既為優化能源結構、促進綠色發展、改善生態環境打下了基礎，同時也帶來了電量消納困難、安全運行風險增加等問題。國家能源局西北監管局緊扣職責、立足實際、綜合施策、協同推進，有力促進了西北區域新能源電量消納，推動了新能源行業持續、健康發展。

西北區域新能源基本情況及主要特征

截至2018年7月底，西北電網統調裝機容量合計2.40億千瓦，從比例來看，火電約占1/2，水電約占1/7，新能源占1/3。總體來看，西北電力系統具有以下幾個特點：一是省間聯系密切，區域統一運行;二是各省特性不同，全網互補性強;三是裝機較為富裕，電力供大于求;四是新能源發展快，棄風棄光突出;五是用電結構單一，工業占比較高;六是能源蘊藏豐富，外送規模較大。其中新能源快速發展對電力生產和運行產生了較為深遠的影響，西北區域新能源主要有四個特征：

資源稟賦優。西北地區大多為干旱及半干旱氣候，植被覆蓋率低，日照時間長，風能、太陽能資源十分豐富。新疆九大風區、甘肅河西走廊、寧夏賀蘭山區等均為風能富集區，全區域風電可開發容量3.48億千瓦。同時青海、甘肅、新疆等地區光照資源十分豐富，年總輻射量在5300～6950兆焦/平方米之間，目前已建成了甘肅酒泉、新疆哈密兩個千萬千瓦級的新能源發電基地。

裝機規模大。截至今年6月底，西北電網新能源累計并網容量達到8286萬千瓦，占統調總裝機容量的三分之一，其中：風電裝機4594萬千瓦，占統調總裝機的19%;光伏裝機3692萬千瓦，占統調總裝機的16%，是全國新能源裝機及占比最高的區域電網。從2009年到現在僅八年時間，西北電網新能源裝機從200多萬千瓦快速增長到8000萬千瓦。

就地消納難。相比于新能源裝機近40倍增速，八年來西北電網最大用電負荷和用電量增速均不到3倍，甘肅、新疆、寧夏新能源裝機容量已超過本省(區)最大用電負荷，用電空間難以匹配消納需求。此外，受制于河魚斷面、海西和陜北送出等斷面穩定水平限制，集中接入的新能源發電送出問題較為突出，棄風棄光現象成為常態。

調節能力差。隨著火電、水電等常規能源發電占比不斷下降，系統調峰、調頻等問題越來越突出。全網熱電聯產機組比例已超過火電裝機的50%，在冬季供熱期系統調峰能力十分緊張，同時由于系統轉動慣量持續下降，頻率穩定的壓力也越來越大。

綜合上述，西北新能源“大發展”伴隨著“高受阻”，以2016年為例，當年西北電網新能源發電量811.81億千瓦時，同比增長35.03%;發電占比14.71%，同比上升3.51個百分點;新能源棄電量333億千瓦時，同比增長57.12%;棄電率29.13%，同比上升3.03個百分點。新能源消納困難已經成為西北電力系統運行中存在的最突出的問題之一。2017年以來情況雖有好轉，但四個特征沒有發生根本性改變。

西北區域新能源消納的工作思路、主要措施和取得成效

針對新能源發展過程中存在的用電空間“裝不下”、輸電通道“送不完”、安全運行“裕度低”、網源結構“不協調”等問題, 西北能源監管局會同國網西北分部等單位圍繞促進新能源電量消納這一中心工作，進行了多次溝通研究，逐步形成了明確的工作思路：一是切實發揮市場配置資源的決定性作用，不斷健全完善電力市場機制;二是密切結合區域新能源發展實際，針對問題做到有的放矢;三是突出在更大范圍進行資源優化配置，有效突破省間壁壘;四是主動會同各部門各單位形成聯動機制，合力促進新能源消納。根據這些思路，我們逐步提煉出了“四個施策三個協同”(簡稱“四三法則”)的工作做法，立足實際、因地制宜、精準發力、務實高效地打出了一系列促進新能源消納的組合拳。

四個施策

注重思路研究，保障方向性。開展《西北新能源消納機制研究》、《西北區域電力現貨市場及監管機制研究》等工作，全面理清西北新能源行業發展現狀，掌握當前運行中存在的問題，從產業政策、電力規劃、通道建設、調度運行、安全約束、市場交易、補貼撥付等方面對當前和下一階段工作系統性、科學性地提出解決問題的思路、措施和規則，探索通過區域輔助服務市場建設和現貨市場機制等進一步消納新能源電量。

完善市場機制，調動積極性。系統調峰能力不足是導致西北新能源棄電的重要原因之一，通過計劃手段和調度指令要求發電企業提供調峰等輔助服務的效果有限，2017年起，西北能源監管局陸續啟動了寧夏、西北跨省、青海輔助服務市場建設工作，通過市場機制調動提供輔助服務的積極性，促進新能源消納。寧夏輔助服務市場試運行效果良好，新增調峰容量約130萬千瓦，5~7月間深調電量4096.36萬千瓦時，補償費用1715.47萬元，降低新能源棄電率約0.6個百分點。

規范熱電運行，增強靈活性。為合理安排運行方式、緩解供暖期調峰能力不足對新能源電量消納的制約，2016年起，西北能源監管局陸續在寧夏、陜西、青海啟動了熱電聯產機組發電調峰能力核定工作，今年各省(區)首輪核定結果均已印發，實現了轄區內熱電聯產機組發電調峰能力核定全覆蓋，累計釋放新能源消納空間約3億千瓦時。

加強調控運行，提高實效性。督促各電力調度機構練好內功，提高調控水平：優化以風光火打捆為主的省間交易，不斷提高新能源比重;實現調峰交易常態化，通過省間調峰資源的合理互濟，為新能源消納創造空間;引入新能源切機措施，提升斷面輸送水平;創新開展新能源快速頻率響應工作，提升電網頻率安全防控水平;活躍日前實時電能交易，2017年以來共開展日前、實時交易及置換17000多筆，交易電量288.28億千瓦時。

三個協同

市場機制與政府調控相協同。為促進新能源消納，西北能源監管局多次協調三省(區)相關政府部門和電力企業，多措并舉，包括采取優化新能源與火電打捆比例、靈活調整輸電價格、優化電力調度曲線、加大新能源與自備電廠發電權交易替代力度、開展熱電聯產機組調峰能力核定等方式，將市場機制與政府調控相融合，互為補充、互相促進，大范圍、多層次推進新能源消納工作。

跨省互濟與跨區消納相協同?；谖鞅备魇?區)資源互補性強的特點，西北能源監管局組織西北各電力企業開展短期雙邊、主控區置換、陜青調峰交易;創造性開展聯網通道新能源互濟、援疆電量庫交易;積極推進可再生能源跨區現貨交易，組織富裕新能源送出;推進西北新能源與華中抽蓄電站聯合優化工作。2017年以來，跨區交易新能源電量合計497.53千瓦時，同比增長83%;跨省交易新能源電量合計83.32億千瓦時，同比增長30%。

短期措施與長效機制相協同。長效機制包括推進輔助服務市場建設、完善跨省區交易、開展新能源并網接入專項監管、新能源發展運營及保障性收購情況監管等，短期措施包括大力支持2017年6月青海的168小時全部清潔能源供電、協調解決新能源企業在運營中存在的困難等，拓寬新能源消納渠道、優化運營環境、規范市場秩序。

從結果來看，“四施策三協同”收到了顯著效果：新能源和常規能源協調運行機制逐步完善，輔助服務市場、跨省區交易、發電權交易等市場機制不斷健全，熱電聯產機組運行進一步規范，青海省綠電7日、綠電9日(全清潔能源供電)工作成功實施，新能源企業運營環境得到不斷改善，新能源消納工作形勢持續向好。

2017年，西北電網新能源發電量1103.7億千瓦時，同比增長36.4%;發電占比18.8%，同比上升4.1個百分點;新能源棄電量298.12億千瓦時，同比減少10.4%;棄電率20.3%，同比下降8.9個百分點，新能源消納實現“雙升雙降”。2018年上半年，西北電網新能源發電量675.60千瓦時，同比增長27.86%;占總用電量的23.31%，同比上升4.62個百分點;新能源棄電量131.12億千瓦時，同比減少17.33%;棄電率16.25%，同比下降6.83個百分點，形勢還在進一步好轉。

當前面臨的形勢和下一步工作重點

雖然新能源消納形勢有了明顯改觀，但是受限地區網架結構并未明顯改善、內需外需增速低于裝機增速，特別是棄電率下降后寧夏等省區投資監測預警結果由紅色轉為綠色，新增容量陸續并網后又帶來新的壓力。因此，新能源消納工作始終在路上。目前，西北新能源發電受限具有以下特征：從地域看，受限地區主要集中在西北電網西部，95%的限電分布在河西以西電網;從時間看，87%的限電出現在光伏集中發電時段(9時~18時)，從類型看，90%的受阻原因是斷面受限。

基于以上形勢，我們將繼續深入貫徹黨的十九大關于“推進綠色發展，構建清潔低碳、安全高效的能源體系”的要求，堅持綠色發展之路，堅持市場化改革之路，堅持科學監管之路。下階段，對于已經開展得比較成熟、完善的工作，繼續鞏固提高;對于還在探索、布局的工作，加強研究推進。

一是深化互濟，繼續會同西北分部等單位進一步發揮區域電網互濟作用，擴大新能源跨省區交易規模和品種，完善新能源“電量庫”運營機制，強化電網掌控和調度管理水平。

二是推進市場，不斷完善輔助服務市場機制，做好跨省輔助服務市場建設工作，通過價格信號、市場機制激發企業提供調峰等輔助服務的積極性，促進電網安全穩定運行和新能源電量消納。

三是補強電網，推動河西、陜寧750千伏主網補強方案，完善相關新能源送出網架，保障西北直流滿送和電網安全穩定運行。

四是探索機制，進一步開展調查研究，做好《西北新能源消納機制研究》、《西北區域電力現貨市場及監管機制研究》等成果應用，服務于產業政策制定和部門決策。以繼續推動清潔能源消納能力升級為突破點，以不斷完善電力市場機制為落腳點，以提高能源監管有效性和科學性為著眼點，推動西北電力行業安全、高效、科學發展。