“西北地區風能、太陽能資源富集，近年來新能源裝機呈現跨越式增長”，“西北電網新能源裝機及發電量占比處全國區域電網前列”，“今年西北電網新能源總裝機規模將超火電，成為西北全網第一大電源”。這是記者在近日召開的“西北新能源高比例發展研討會”上聽到的專家聲音。

 

與會專家認為，在碳達峰碳中和目標指引下，西北地區新能源將進入大規模快速發展和高比例并網階段。新能源高速發展，給消納帶來巨大壓力，急需不斷完善電力市場。

 

 

數據顯示，截至2021年底，西北電網新能源裝機占比高達42%，發電量占比達21%，遠超新能源裝機占比27%和發電量占比12%的全國平均水平，且已超過歐盟同期水平。2022年，西北電網新能源單日最大發電量占比達35%、瞬時最大出力占比達48%，均創歷史新高。其中，青海省新能源發電出力占比更是達到了驚人的79%，比當時全省用電負荷高出4%。

 

西安交通大學教授李更豐表示，在碳達峰碳中和目標以及風光大基地規劃建設的新形勢下，西北電網新能源占比將進一步提高。預計2022年新能源總裝機將超火電，成為西北地區第一大電源，西北電網也將因此成為全國新能源裝機第一的區域電網，建成我國首個區域新型電力系統；預計到2025年，新能源裝機將達2億千瓦，占比將超50%，成為西北電網主體電源，電力系統將先于社會面率先實現碳達峰。2030年，西北電網新能源裝機將超過3.5億千瓦。

 

同時，記者從研討會上獲悉，根據現有增速推測，西北電網新能源發電量占比將于2025年超過1/4，2030年超過1/3，并于2045年達到50%。

 

 

李更豐告訴記者，2016—2021年，西北電網已實現棄風棄光率五連降以及新能源裝機和發電量五連升。但是，隨著新能源的急速發展，“五連升”勢頭預計2022年將可能停止。比如，今年5月，甘肅省棄風率攀升至18.3%，青海省棄光率上升至16.3%，這些情況說明西北地區新能源大發展給電網帶來了持續增長的消納壓力。

 

業內專家認為，隨著規模超1億千瓦、以沙漠、戈壁、荒漠為主的大型風電光伏基地項目的陸續投產，西北地區的新能源電力消納壓力將越來越大。

 

在李更豐看來，制約西北地區新能源消納的因素較為復雜。其中，主因是電力電量平衡受阻與安全穩定受阻，分別體現為斷面受阻和調峰受阻。其中，斷面受阻主要是指輸送通道容量有限，西北電網內部網架結構為東西走向長鏈型結構，發電與負荷中心在地理上分布不均；調峰受阻主要是指系統調峰容量有限，近年來的數據顯示，西北電網晚高峰時電力缺口持續增大，日間調峰能力嚴重不足。

 

電力規劃設計總院副總工程師王霽雪表示，目前，西北電網既是直流落點和外送省份最多的區域電網，也是我國第一大送端和電力資源輸出區域級電網。多個送端地區出現多個特高壓直流，支撐電源和當地網架高度復雜。比如，陜北地區已納規和已建成的通道都集中在延安、榆林等區域，而這些地區的新能源電源較為零散，為保障電網安全穩定，當地又重造了一張小電網。“目前較為緊迫的任務是，如何提早謀劃，實現存量與增量線路之間的協同，以及新能源的支撐電源與電網通道之間的協同。”

 

 

隨著西北電網新能源裝機比例的持續增大，電力系統同時面臨著保供與消納壓力。此外，西北地區的市場主體多元且復雜，各類市場主體利益錯綜交織，“搭便車”現象明顯。

 

對此，李更豐建議，要完善新型主體參與電力市場的方式機制，通過電源側、電網側、需求側、儲能側等方面提升電力系統的靈活調節能力，適應大規模新能源并網的要求。同時，在遵循市場規則的前提下，明確獨立儲能、需求響應、分布式光伏等新興主體進入市場的方式及其獨立市場主體的地位，通過價格機制合理有效地解決消納問題，促進新型市場主體充分發展。

 

國網西北分部專家陳天恩表示，新能源電量滲透率從20%升至40%時，電網將面臨更嚴峻的挑戰。“在此背景下，已有的峰谷價差和輔助服務機制會顯得力不從心，難以引導源網荷儲協同運營，價格引導投資信號衰減，需要重新完善乃至重塑現行的電力市場。

 

此外，業內專家還建議，可通過跨省調峰增加區域互濟空間，發揮跨區域調節能力，支撐送端的新能源發展，調動受端資源對提升送端電網靈活性的作用。從負荷特性來看，寧夏、甘肅、青海的最高負荷出現在冬季，陜西的最高負荷出現在夏季，各省（區）之間在季節上存在互補性。