一、一季度新能源消纳情况

一季度全网新能源消纳形势良好，新能源发电量313.95亿千瓦时，同比增长43.21%，发电占比22.33%，同比增加6.78个百分点；弃电量49.70亿千瓦时，同比下降32.95%，弃电率13.67%，同比减少11.53个百分点。全网新能源最大发电电力3322万千瓦、最大日发电量5.56亿千瓦时、3月份月度发电量120.48亿千瓦时，均创历史新高。全网及各省新能源发电量均超计划完成，除陕西、新疆外，全网及其余各省弃电量均未超计划进度。

　　表1  2018年一季度全网及各省新能源“双升双降”情况 （单位：亿千瓦时）

二、一季度新能源消纳措施

（一）加强新能源消纳运行管理

1．细化实时调度手段。根据新能源运行情况，在四鱼以西地区新能源受限且海西大方式送出时，综合权衡海西及河西以西新能源运行情况，国网西北电力调控分中心联合青海省调及时通过压减海西出力切换至小方式，提升四鱼断面输送能力。一季度多次人工调整将联网通道限额由450万千瓦提升至530万千瓦档位，有效促进了四鱼以西地区新能源消纳。

2．建立新能源快速响应机制。依据各省新能源预测与统计大数据分析，对未来72小时新能源进行精准预测和分级，在日前新能源消纳会商机制基础上，创新建立了新能源发电快速响应流程，多专业联合互动，综合施策，通过采取灵活调整机组方式和备用留取、布置深调方案、统筹安排交易、动态加强值班等方式，从日前、实时、后评估全时段，在保证电网安全的前提下，实现对预测新能源的有效消纳。在两会期间，通过启动新能源快速响应机制，助力新能源日发电量及最大电力创新高。

3．高频密集开展跨省、跨区交易。一季度累计开展各类交易7322笔，同比增加327.19%，交易电量72.36亿千瓦时，同比增加145.29%。其中区域内省间各类交易4097笔，同比增加164%，增发新能源25.76亿千瓦时，同比增长159.68%；跨区现货交易3225笔，增发新能源23.73亿千瓦时，同比增加92.77%。

　　表2 一季度各类交易开展情况（单位：亿千瓦时）

4．甘肃省调建立了新能源发电偏差平衡机制，将新能源各场站发电计划纳入月度、日前发电计划。建立了因风光资源不确定及预测准确性差等造成的电力电量偏差平衡替发机制。

（二）合理安排电网运行方式提升新能源消纳空间

5．常规能源零/负备用。结合省间错峰特性，在各省优化本省开机方式基础上，国网西北电力调控分中心结合新能源发电和受限日评估结果，开展基于大数据分析的新能源功率预测偏差和保证出力等统计学特征研究，提炼出全网和各省新能源在不同概率下的保证出力，进一步优化西北全网机组开机方式，全网继续保持常规机组“负备用”。

6．陕西省调积极执行政府关于关停有关小火电机组的要求，持续加大清洁能源替代力度，撮合榆林地区新能源企业与自备电厂开展清洁替代交易，进一步提升新能源消纳空间。

7．新疆省调积极与政府沟通，新能源发电受限、富裕期间，联系网内自备企业开展“替代交易”及“新能源调峰交易”。

（三）加强技术支撑能力建设

8．建设清洁能源智能调度平台。国网西北电力调控分中心组织各省调建立基于断面分区的新能源实时运行监视，将新能源送出断面内自备厂、供热机组等常规机组运行情况纳入实时监视，并在新能源消纳监视曲线上实现了受阻信息的在线展示。

9．国网西北电力调控分中心创新电网运行控制方式，指导陕西省调建立了陕北虚拟电厂智能协调控制系统，运用自动化手段在新能源受限时段将陕北送出断面的利用率提高8个百分点，有效促进新能源消纳。

10．甘肃省调升级优化新能源有功控制系统，实现水火风光联合自动调度及按市场交易情况实施差异化调度。一是实现新能源有功控制系统与日内滚动计划对接，二是实现水火风光自动联合调度，三是研究参与市场交易与不参与市场交易新能源电厂差异化有功分配策略并上线运行，实现“三公”调度。

11．宁夏区调通过调整AGC系统控制精度，提高新能源送出通道利用率；取消断面内加装稳控切机新能源场站限电，因加装稳控后，断面极限随其出力同步变化，该部分新能源场站出力调整对断面影响很小，取消后可减少弃电量。

12．新疆省调开发日内现货校核评估系统，在进行现货交易前，通过系统校核评估，精准了解现货交易申报电力，避免出现新能源消纳受限。

三、一季度新能源受阻分析

（一）全网新能源受阻总体情况

一季度全网新能源弃电量49.70亿千瓦时。从新能源受阻空间分布看，受阻区域主要分布于甘肃河西、新疆东部、新疆北疆地区（见附图），分别占总弃电量的33.36%、28.27%、14.04%。从新能源受阻时间分布看，全网62.98%的弃电量发生在中午11:00-17:00，较2017年全年均值上升20个百分点。其中青海海西、宁夏中卫及宁东、新疆南疆中午时段弃电量占到该区域的8成以上。

新能源各种受阻类型中，断面受阻及电网接纳能力受阻占比较大，其中断面受阻占弃电量的81.89%，受阻严重的主要断面有四鱼断面、克野线+泉野线+克夹线断面、天山联变断面，分别占总弃电量的28.37%、14.04%、7.97%；电网接纳能力受阻占总弃电量的16.76%，一季度全网有32天出现接纳能力受阻，最大受阻电力1794万千瓦，主要分布于甘肃、新疆地区。

　　表3 一季度全网及各省新能源受阻类型统计（单位：亿千瓦时）

　　注：

1.接纳能力受阻：在现有开机方式下，无断面约束、外送已达到最大限额、所有机组均调整至最小技术出力，电网仍无法消纳的新能源；

2.常规机组未调至最小技术出力受阻：因常规机组未调整至最小技术出力（目前按照并网调度协议签订的调峰能力执行），挤压新能源发电空间导致的新能源受阻；

3.直流未送满受阻：受阻时段因跨区直流未达到最大限额导致的新能源弃电；

4.断面受阻：因断面约束无法送出导致的新能源受阻（断面约束打开则可全部消纳），包含因检修造成的断面受阻，检修断面的责任为设备所属单位。

（二）各省新能源受阻情况

1．陕西弃电情况

一季度陕西新能源弃电量2.18亿千瓦时，均位于陕北地区，主要为断面受阻及接纳能力受阻，分别占总弃电量的94.04%、5.96%，其中断面受阻中因设备检修导致多弃电48万千瓦时，占断面受阻的0.23%；此外部分机组在新能源受阻期间存在未调至最小技术出力的情况，造成新能源弃电68万千瓦时。

　　表4 陕西断面受阻情况（单位：亿千瓦时）

2．甘肃弃电情况

一季度甘肃新能源弃电量16.58亿千瓦时，主要为断面受阻及接纳能力受阻，分别占甘肃总弃电量的76.18%、21.59%，其中断面受阻中因设备检修（新疆五彩湾变合并单元改造）导致多弃电0.8亿千瓦时，占断面受阻的6.34%；因常规机组未调至最小技术出力受阻占1.74%，主要由于河西地区热电机组常年工业供热影响调峰能力；因祁韶直流未送满受阻占0.48%。

　　表5 甘肃常规机组未调至最小技术出力情况（单位：亿千瓦时）

　　表6 甘肃断面受阻情况（单位：亿千瓦时）

3．青海弃电情况

一季度青海新能源弃电量0.76亿千瓦时，均位于海西地区，主要为海西送出断面受阻及接纳能力受阻，分别占总弃电量的78.95%、21.05%。

4．宁夏弃电情况

一季度宁夏新能源弃电量2.70亿千瓦时，主要为断面受阻及接纳能力受阻，分别占宁夏总弃电量的59.63%、29.63%，其中断面受阻中因设备检修导致多弃电37万千瓦时，占断面受阻的0.23%；因常规机组未调至最小技术出力受阻占3.33%，主要因供热期供热机组供热影响调峰能力；因银东及灵绍直流未送满受阻占7.41%。

　　表7 宁夏常规机组未调至最小技术出力情况（单位：亿千瓦时）

　　表8 宁夏断面受阻情况（单位：亿千瓦时）

5．新疆弃电情况

　　一季度新疆新能源弃电量27.50亿千瓦时，主要为断面受阻及接纳能力受阻，分别占新疆弃电量的86.62%、13.31%，其中断面受阻中因设备检修导致多弃电2.90亿千瓦时，占断面受阻的12.17%；因天中直流未送满受阻占0.07%。

　　表9 新疆断面受阻情况（单位：亿千瓦时）

（三）运行中存在的问题

1．新能源发电企业参与自备电厂替代交易意愿下降

2018年度疆内未参与新能源替代交易新能场站达90家，装机容量280万千瓦，占疆内新能源总量的14.3%，场站数量、装机容量较2017年度大幅增加，随着不参与新能源替代交易新能源企业数量不断增长，新能源替代交易2018年度计划完成将面临极大困难。

2．宁夏供热期热电机组开机方式影响新能源消纳

2018年2月，按政府要求，宁夏供热机组全部按照双机运行（甘肃和新疆采取部分电厂单机供热的方式），造成新能源受限严重。为降低新能源弃电量，国网西北电力调控分中心协调全网进行互济，2月宁夏公司主控区送出4.59亿千瓦时，仅受入1.56亿千瓦时，实际净送出约3亿千瓦时，造成月度电量偏差较大，交易结算困难。

3．部分省份新能源消纳数据报送不规范

宁夏区调存在新能源消纳信息重复上报问题，导致三月份及一季度新能源弃电量、弃电率等数据统计产生误差；新疆目前仍存在后评估断面名称不规范情况。青海、新疆仍存在新能源每日后评估数据与月累数据不一致问题，影响统计分析。

四、下一步工作计划

（一）加强电网运行管理

1．国网西北电力调控分中心将继续深入开展西北电网火电机组迎峰度夏前专项治理工作，各省调要积极做好各自调管机组缺陷管理考核，全面对网内火电机组运行情况进行摸查，对频繁非停、带病运行、电煤储量不足的机组安排停机进行整改，确保迎峰度夏前西北电网火电机组运行安全可靠。

2．国网西北电力调控分中心持续开展火电机组深度调峰核查工作。经测算，常规火电机组达到40%调峰能力对新能源增发有巨大促进作用，仅一季度即可增发新能源13.18亿千瓦时。国网西北电力调控分中心已下发《关于直调火电企业开展灵活性改造的通知》（西电调字〔2017〕34号），要求直调火电机组2018年8月前完成额定容量40%最低技术出力的灵活性改造。结合西北电网春季安全大检查，对已经改造完成的直调火电机组进行深度调峰现场核查工作，通过在一定时间段对核查机组运行参数的不间断监测，验证火电机组的深度调峰能力。

（二）挖掘网内新能源消纳空间

3．国网西北电力调控分中心将进一步细化新能源大发预警响应流程，根据72小时新能源短期预测情况，新能源大发预警发布后，细化响应流程，从机组方式安排、检修计划优化、跨省跨区支援、机组深调、日内启停调峰及动态加强值班等方面开展工作，提升消纳水平，各省调要全力配合做好相关工作。

4．国网西北电力调控分中心继续修订跨省调峰辅助服务市场方案。继续对西北电网跨省调峰辅助服务市场建设方案进行优化、修订，积极沟通协调西北能监局，促请跨省调峰辅助服务市场进入试运行阶段。甘肃结合调峰辅助服务市场试运行情况，对技术支持系统、市场运营规则等方面进行完善，同时做好与跨省市场衔接工作。宁夏、新疆加快市场建设进度，进入试运行阶段。陕西、青海协调能监局及相关政府部门，尽快启动调峰辅助服务市场研究工作。

（三）加强技术支撑能力建设

5．各省调要加快完善新能源消纳在线评估及未来态运行信息，在现有新能源监视信息基础上，进一步实现弃电统计、断面利用率、常规机组调整情况在线评估；接入新能源超短期、负荷预测数据，实现新能源未来态消纳空间可视化。

6．陕西省调要继续完善虚拟电厂未来态控制策略和功能研究，编制陕北虚拟电厂协调控制系统运行管理规则。国网西北电力调控分中心将联合甘肃、青海、新疆完成四鱼断面推广方案编制，请甘肃、青海、新疆省调做好配合工作。

（四）提升新能源安全消纳水平

7．启动新能源快速频率响应推广工作。国网西北电力调控分中心将按照西北能监局批复，适时组织召开西北电网新能源快速频率响应推广应用会议，启动推广应用工作，各省（区）调度须做好调度端技术系统建设，6月底前实现新能源场站快速频率响应性能监测、分析及评估功能。

8．加快开展西北电网系统保护建设。国网西北电力调控分中心目前已组织召开了建设启动会，成立了领导小组和工作小组，明确了“落实到周，责任到部门”的西北电网系统保护具体实施方案和计划，各省调要全力积极配合，全面推进系统保护建设工作。

9．推动新能源送出通道补强工程建设，提升新能源送出能力。各省公司要按年度计划做好750千伏乌北-五家渠-塔城、月-海-柴串补、陕北二通道、沙坡头等工程的建设及投产工作。近期，陕西省公司要加快330千伏统万变新增主变建设投运，提升主变上网能力；甘肃省调要尽快开展330千伏河岗双回断面N-1过载切新能源机组稳控措施实施，提升河岗双回断面能力；新疆公司要加快220千伏塘红星二回线投运，提升断面外送能力。

10．国网西北电力调控分中心将开展调相机接入西北电网AVC系统及控制策略分析工作，同步开展调相机投运对新疆与西北联网通道的稳定分析和控制方案调整工作，并配合国调做好调相机调试投运工作。

11．加快推进直流频率调制功能实施工作。根据国调要求，国网西北电力调控分中心将抓紧推进祁韶、天中、灵绍直流FC功能的优化和实施工作，提升电网新能源安全送出能力。请各省公司配合做好现场功能验证等实施工作。

　　附图：一季度全网新能源弃电分布及各区域弃电率情况