近年来，我国快速发展的新能源产业遭遇弃风弃光之痛，不仅造成资源的浪费，也阻碍行业的健康发展。但是今年上半年以来，弃风弃光得到有效缓解。上半年国家电网公司经营区域消纳风电、太阳能发电同比增长21%和78%;弃风弃光电量同比下降18%，弃风弃光率下降6.9个百分点。是什么缓解了弃风弃光，未来消纳更多的新能源还需要解决哪些问题?本期报道带您了解新能源消纳背后的那些事。
治理出成效 弃风弃光逐步遏制
今年上半年，据国家能源局发布信息，甘肃风电、太阳能发电同比增长19.3%和6.58%，弃风弃光率分别下降10.35和9.55个百分点，甘肃弃风弃光状况大为缓解。
8月3日，甘肃河西走廊天空湛蓝，万里无云，在远处皑皑祁连雪山的映衬下，林立在高速公路两旁的成片白色风机缓缓转动，形成一道壮观的靓丽风景。
在甘肃酒泉玉门千万千瓦级风电基地，洁源风电场场长康海龙指着生产办公楼窗外如白色精灵般随风舞动的成片风电机组，高兴地对记者说：“今年我们风电场的上网情况比去年要好很多，截至目前，弃风率比去年下降11%，弃风情况大为缓解，期待下半年的风电消纳情况能够更好一些。”
此时，在距洁源风电场不远的酒泉金塔县境内，新疆昌吉——安徽古泉±1100千伏特高压直流输电线路工程甘肃段建设现场一片欢腾。随着甘3标段N2568张力场8根导线腾空升起，吉泉工程甘肃建管段首档架线试点成功，全面进入架线施工新阶段，标志着目前世界上电压等级最高、可推动西北地区清洁能源优化配置的纽带工程建设又向前迈进了一步。
洁源风电场还不是甘肃弃风率下降最明显的新能源企业。据甘肃电力调度控制中心统计数据显示，甘肃河西的桥西第一风电场、中电安二第一风电场、光恒星光6号光伏电站、庆阳环县毛井风电场等6个新能源发电企业的新能源消纳情况都比洁源风电场消纳得更好。
记者从国网甘肃省电力公司获悉，该公司上半年聚焦新能源弃风弃光率居高不下的困局，加强全网统一调度，多措并举，破解新能源消纳难题。今年上半年，据国家能源局发布信息，甘肃风电、太阳能发电同比增长19.3%和6.58%，弃风弃光率分别下降10.35和9.55个百分点，甘肃弃风弃光状况大为缓解。
并不是只有甘肃，今年上半年以来，全国很多地区的弃风弃光都明显减少。
上半年国家电网公司经营区域消纳风电、太阳能发电分别为1302亿、483亿千瓦时，同比增长21%和78%;弃风弃光电量同比下降18%，弃风弃光率下降6.9个百分点。
数据的背后是国家电网公司对风电、光伏发电等可再生能源利用的逐步深入。6月17日零时至24日零时，国家电网公司通过加强省间协调、采取灵活机制、发挥大电网作用，在青海省实现首次连续7日、168小时使用清洁能源供电，其间所有用电均来自水、太阳能以及风力发电产生的绿色能源。这对于促进我国新能源发展具有重要示范意义，李克强总理批示称赞“这项工作有开创性”，在国际上也得到高度评价。
打造一张网统一调度促省间交易
在各省挖掘省内新能源电力消纳潜力的同时，国家电网公司从全国电网的角度统筹谋划，采取了行之有效的措施，把各省消纳不了的新能源电力送到用电需求较大的地区。
事实上，弃风弃光状况的缓解来的并不容易。
在新疆博州阿拉山口的风电场，博尔塔拉供电公司输电运维山口班班长刘正斌每隔几天就会来一趟风电场巡视。“为了保证风电可靠送出，巡视人员除了正常巡视外，遇上特殊天气还要增加巡视次数。由于地处风区，线路容易出现断股、防震锤滑落等故障，我们通常采取带电作业或者协同停电检修等方式，减少风电送出线路检修停电次数和时间。”刘正斌说。
刘正斌和同事们的努力被国电电力新疆新能源开发有限公司阿拉山口风电场二场场长林荣春看在眼里，“供电公司一直强化网厂协作，开展风电清洁供暖，拓展新的电量增长点，可以说今年风电场的效益能够提升，与供电公司的辛勤付出和努力是分不开的。”林荣春告诉记者。
不仅是基层电力企业为风电场并网送出做好服务，在宏观层面，国家电网公司实施消纳新能源20条措施，促进了新能源大范围配置和消纳。
以甘肃为例，“十二五”期间，甘肃省电源装机年均增长率18.15%，是全社会用电量年均增长率的2.34倍，而新能源装机容量1963万千瓦，达到全省最大负荷的1.51倍。由于新能源等电源装机规模过大，2016年，甘肃弃风率达43.21%、弃光率达29.99%，分别位列全国第一、第二。
为缓解新能源弃光弃风情况，一些供电企业想了很多办法。
国网甘肃电力发展策划部主任王贇中介绍，国网甘肃电力主要从几个方面入手加强新能源消纳，首先是加强网源统筹规划，确保电网规划符合新能源发展需要;其次是加强外送通道建设，努力保障大规模新能源接入与送出;再次，在安排全年发电建议时，不再安排非保障性火电发电计划，确保新能源优先消纳。同时，积极开展新能源市场化交易。
在各省挖掘省内新能源电力消纳潜力的同时，国家电网公司从全国电网的角度统筹谋划，采取了一些行之有效的措施，把各省消纳不了的新能源电力送到用电需求较大的地区。
首先，实施全网统一调度。打破分省备用模式，西北全网统一安排备用，尽可能压减火电开机。通过跨区直流，华中抽水蓄能电站低谷时抽水运行，消纳西北风电。加强受端电网统筹协调，优化火电运行方式，天中直流外送新能源电量占比6月份提升至了52%。
其次，促进清洁能源跨省区交易，依靠市场机制，积极组织省间直接交易、替代交易和置换交易。1至6月，国家电网公司完成新能源省间交易电量258亿千瓦时，同比增长37%。
另外，国家电网公司通过开展临时现货交易、严格落实国家能源局风电检测预警要求、提高煤电企业参与调峰积极性、设立各省(区)弃风弃光上限等措施，减少了在消纳新能源电力方面的一些体制和机制方面的阻碍。
国家电网公司希望通过这一系列措施，有效缓解新能源消纳矛盾，力争到2020年将弃风弃光率控制在5%以内。
拓宽外送路 提高电网输送能力
建立调峰辅助服务市场势在必行，利用市场机制鼓励常规能源机组参与深度调峰，在多消纳新能源的同时使参与深度调峰电厂获得合理的补偿收益，达到多赢的良性循环局面。
可是，要想实现到2020年将弃风弃光率控制在5%以内的目标并不轻松，至少目前来说还有很多亟待解决的问题。
首先就是电网的调峰能力仍然不足的问题。
6月23日，酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程正式运行，甘肃电网跨区外送能力得到极大加强。
虽然酒湖工程的投运给甘肃的新能源外送开辟了一条新的通道，但国网甘肃省电力公司总经理李明还是忧心忡忡。
“酒湖工程受端湖南省本身就是水电大发省份，全年只有五六十亿千瓦时的电力需求量，而且因新能源波动大且无调峰能力，酒湖线的送电量年底只能放大到200万，要想进一步通过外送扩大新能源消纳，亟须调峰电源，还要湖南加大用电需求。”李明告诉记者。
因为新能源出力波动大，目前西北电网最大峰谷差约2000万千瓦，已占到西北用电负荷的四分之一，机组安排和电网调峰的困难日趋严重。
目前，依靠行政手段很难解决深度调峰补偿问题，建立调峰辅助服务市场势在必行，利用市场机制鼓励常规能源机组参与深度调峰，在多消纳新能源的同时使参与深度调峰电厂获得合理的补偿收益，达到多赢的良性循环局面。
在加强调峰能力建设方面，另一个有效手段就是加快抽水蓄能电站的建设，这方面，我国已经取得了 一定的成就。
抽水蓄能电站具有机组启停速度快、适应性强、电能稳定等特点，能够适应电网负荷急剧增长或下降的状况。截至2017年5月底，我国先后建成一批大型抽水蓄能电站，运行电站装机容量达到2773万千瓦，在建机组容量3095万千瓦，规模均居世界第一。
国家“十三五”能源和电力规划都要求加快抽水蓄能电站建设，并明确“十三五”期间新开工抽水蓄能容量6000万千瓦左右，到2020年我国抽水蓄能运行容量将达到4000万千瓦。
此外，在电网建设方面，为了保障新能源电力的送出，国家电网公司还将加快外送通道建设，为新能源在全国范围消纳创造条件。建设华北、华东、华中坚强受端电网，充分发挥跨区特高压直流通道作用，实现满功率运行。
下活一盘棋 消纳需多方统筹合力
新能源电力消纳需要政府部门、电网企业、发电企业和电力用户等各方主体共同参与，只有大家共同努力，才能让每一度新能源电都物尽其用。
除了电网调峰能力不足、新能源电力外送通道不够等电网硬件方面的原因外，我国能源系统中一些落后的体制机制，客观上也制约了新能源电力的消纳。
首先就是一些地区消纳新能源电力意愿的不足。在电力需求放缓，电力供给富余的情况下，一些地区不再需要购入新能源电力来满足电力需求。对此，各界都呼吁国家尽快出台可再生能源配额制来刺激这些地区消纳可再生能源电力。
建立有效的可再生能源配额制，依据全国可再生能源开发利用中长期总量目标，制定各地能源消费总量中的可再生能源比重目标，可以提高可再生能源在电力消费中的比例。
除了可再生能源配额制，已经出台的绿色电力证书制度，也成为今年风电、光伏发电行业的一大利好。
7月1日，中国绿色电力证书(简称“绿证”)自愿认购启动。绿证全名为“中国绿色电力证书”，是指国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明，以及消费绿色电力的唯一凭证。任何企业和社会公众均可以自愿认购绿证，作为消费绿色电力、支持绿色电力发展的证明。“绿证”制度将有助于提高电力消费者使用绿色电力的意愿，弥补国家对可再生能源电力价格补贴的资金缺口。
此外，为了更好地调配新能源电力，建立全国统一电力市场成为大势所趋。
我国能源消费市场主要集中在东中部地区，但是风、光等清洁资源在西部。因此，要在全国范围内统筹规划电源建设，有序引导清洁能源项目建设，严格控制中东部地区新增煤电，为清洁能源发展腾空间。目前，东中部地区集中了全国2/3以上的煤电，严重超出环境的承载能力。有些省份考虑到省内产业发展、GDP增长以及就业因素，仍然积极争取新建燃煤机组，而不愿意使用省外的清洁电力，导致一些新能源富庶省份的清洁能源无处可去。
而我国电力长期以来按省域平衡，目前跨省跨区进行大量交易的政策和市场机制尚未完全成熟，加之各省电力交易政策存在差异，部分省间壁垒较为突出，电力跨省跨区交易仍受到一定制约。
对此，国家电网公司新闻发言人、发展策划部副主任张正陵认为，必须加快建设全国统一电力市场，逐步放开发用电计划，将发电权交易、直接交易等交易机制纳入电力市场体系，完全放开省间交易。
为了更好地解决我国的新能源消纳问题，国家电网公司还呼吁，加快建设现货市场，发挥新能源边际成本低的优势，通过市场保障优先消纳;推广东北调峰辅助服务机制，通过市场化手段引导煤电企业积极参与调峰;严格按照国家“十三五”能源、电力规划目标，充分考虑消纳能力，有序发展新能源;加快推进电能替代，提高电能在终端能源消费中的比重，拓展新能源消纳市场;示范应用太阳能热发电、储能等技术，通过技术创新提高电网综合平衡能力。
随着我国风电开发利用技术不断进步，应用规模持续扩大，经济性逐步提高，有专家预计，到2020年，一些地区的风电项目电价可与当地燃煤发电同平台竞争，这将会给我国的新能源电力消纳带来更大的压力，这就需要政府部门、电网企业、发电企业和电力用户等各方主体共同参与，只有大家共同努力，才能让每一度新能源电都物尽其用。
