西北区域新能源发展规划及运行监管报告

 西北区域是我国能源资源聚集地之一，拥有丰富的风力资源和充足的光照环境，是发展风电、光伏等新能源的良好地带。近几年，在国家政策的大力扶持下西北区域五省(区)的新能源发展迅速，对电力系统的运行、规划和发展带来了深远的影响。同时，由于远距离大容量输电、调峰能力不足等问题，西北各省(区)存在不同程度的弃风、弃光现象，随着用电需求的变化和新能源装机的迅速增长，未来西北地区的新能源消纳形势将会更加严峻。

为了对大规模新能源接入形势下西北区域五省(区)电力系统的运行特点进行全面把控，以便进一步统筹源网总体规划、提高系统运行管理效率，减少弃风弃光，推动新能源发电科学规划、合理运行、有效监管，2016年西北能源局进行了西北区域新能源发展规划及运行监管。结合现场监管情况，深入分析了电力系统的电源侧和电网侧发展协调程度、新能源消纳情况、供电可靠程度、经济运行水平等重要信息，科学、客观评估了西北区域新能源发电运行现状；摸清了制约新能源消纳的具体薄弱环节和限制因素，对症下药，提出解决建议;并根据“十三五”规划最新信息，通过预测2020年西北区域新能源发电运行情况，针对性地提出了新能源发电规划优化建议、消纳策略及监管建议。

一、西北区域新能源发展规划情况通过对西北五省(区)电网的现状和“十一五”发展规划情况分析，得出相关结论如下：

1、西北区域未来弃风弃光现象将依然严重

2020年西北区域各省(区)依然会存在较为严重的弃风弃光，通过2020年各省新能源消纳水平与2015年情况的对比，可见西北各省的弃风弃光率仍然偏高。

如果要求西北区域五省(区)保持弃风率和弃光率都在5%以内，则此时各省的风电和光伏装机大小和占比，大部分都已经超过了系统可以正常消纳的范围。

2、西北区域弃风弃光的两大主要原因为系统调峰能力不足和传输容量受限

随着西北区域电源电网的发展，2015年调峰能力不足已是西北电网弃风弃光的主导因素，但新能源传输容量受限问题依然不容忽视。2020年对于西北大部分省份来说，传输容量受限导致弃风弃光的占比已经很小，而调峰能力不足问题将会越来越严重。

3、直流跨区外送将成为西北新能源消纳的重要方式之一，“十三五”规划期间，西北区域各省(区)将建设数项跨区外送的特高压直流输电工程。

二、目前，通过对西北新能源运行情况的现场监管，并结合国内外对新能源消纳的先进经验，提出西北新能源消纳的运行策略和配套消纳政策建议如下： 
    (1)从系统运行的角度应允许合理弃风弃光
    (2)充分利用多类型能源广域时空尺度上的互补性
    (3)科学利用输电通道，减少新能源长距离输送，尽可能实现新能源的就地消纳。
    (4)推进辅助服务市场建设，建立调峰参与激励机制，采取措施深度挖掘常规机组的调峰潜力，尤其是自备电厂和在供暖期供热机组调节能力。
    (5)引入需求侧管理提高新能源消纳能力，使得用户负荷也参与到“削峰填谷”中去。
    (6)推广可再生能源配额制政策，对发电企业、电网企业和地方政府三大主体提出约束性的可再生能源配额要求，也就是说要强制发电企业承担可再生能源发电义务、电网公司承担购电义务、电力消费者承担使用可再生能源的义务。在强制性的基础上，配额指标也允许通过交易行为在不同市场主体之间流转，使得配额制可以更为灵活地帮助新能源消纳。

三、监管建议

新能源规划不应当仅仅是新能源发电项目的规划，而是使涉及包括电源、电网、用户在内的电力系统整体规划，为了从根本上解决新能源大量并网的西北电网电源和电网规划问题，转变新能源规划监管思路，提出了如下建议：

(1)促进新能源与其他电源统一规划

要确保新能源优先调度、全额收购，客观上需要其他电源具备和新能源相匹配的灵活调节能力，因此，新能源要做到与其他电源的统一规划。

一方面，需要将调节灵活性纳入电源规划的考虑范围：1)加强燃气机组、抽水蓄能电站等灵活电源的建设；2)转变火电发展思路，新建煤电也要考虑调节能力需求；对现有热电进行改造，使其得以发挥调峰潜力；3)开展光热、电池等储能的专项规划，实现能源的梯级利用，减少资源浪费。另一方面，需要转变传统的以电力电量平衡为依据的电源规划方法，加强新能源出力特性的分析，采用国际上广泛采用的基于概率理论新型电力系统规划方法，对系统对新能源的接纳能力进行有效评估。

(2)促进新能源与电网统一规划

应该明确新能源在电力系统中的地位，督促电网企业在总体规划中为近期和远期新能源发展创造足够的发展空间，变被动调整为主动适应性规划，并及时公布电网对新能源的接纳能力。

(3)注重电源和电网在建设时序上的衔接

“十三五”期间从监督机制、规划内容上解决新能源发电和电网的建设时序的衔接问题，切实有效推进新能源和电网前期工作协调一致。