国网甘肃省电力公司日前透露，2018年甘肃省内售电量达879.3亿千瓦时，同比增长11.44%，跨区跨省外送电量324.98亿千瓦时，同比增长60%；新能源发电量同比增长24%，弃风弃光率分别下降13.8%和10.47%。2019年，该公司将积极采取多项措施，力争弃风、弃光率分别降至10%和8%以内。
同时，数据显示，截至2018年12月底，甘肃发电总装机容量5113万千瓦，其中风电1282万千瓦，占总装机容量的25.08%；光伏发电839万千瓦，占总装机容量的16.42%；新能源装机占比41.5%，成为甘肃省第一大电源。从全国来看，目前甘肃风电装机容量位于各省区第四位，光伏发电装机位于第十位，新能源装机总容量位于第五位。
超额完成“双升双降”任务
众所周知，甘肃电网新能源装机容量大，省内用电基数小，外送电量有限，使得新能源弃风弃光率自2014年后逐年增加，2016年达到最高，其中弃风率达43%，全国最高；弃光率30%。
甘肃电力相关人士介绍：“2017年，随着国家将甘肃纳入风电、光伏投资红色预警地区，暂停新能源项目建设，加之甘肃外送增加和省内用电增长，新能源弃风弃光矛盾有效缓解。”在2017年大幅下降的基础上，甘肃2018年弃风率下降13.8个百分点，弃光率下降10.47个百分点，弃电率下降13.19个百分点。连续两年弃电率下降均超过10%，超额完成“双升双降”任务。
同时，随着新能源装机容量的增加及消纳潜力不断挖掘，甘肃电网新能源发电占比逐年增加。据统计，甘肃电网新能源发电占总发电比例从2014年的14%提高到2018年的23.73%；清洁能源发电占总发电比例从2014年的47%提高到2018年53.99%，新能源发电占比指标常年据国内首位。
通过市场手段扩大消纳空间
据了解，近年来，为缓解新能源弃风弃光矛盾，甘肃电力加强网源统筹规划，确保电网建设满足新能源发展需要。期间，该公司超前开展新能源基地输电规划研究，并逐年进行新能源消纳能力研究，保障新能源开发外送需要。2017年8月，世界首条以输送新能源为主的酒泉-湖南±800千伏特高压直流工程建成投运。
今年以来，河西走廊750千伏第三回线加强工程进入全面建设阶段。该工程建成后，可将河西750千伏电网西向东输电能力由560万千瓦提高至800万千瓦，东向西输电能力由180万千瓦提高至600万千瓦，为酒泉-湖南特高压持续平稳送电、解决新能源外送瓶颈提供重要的支撑保障，也为甘肃省利用哈密南-郑州特高压、昌吉-古泉特高压及青海-河南特高压输送新能源创造良好条件。
同时，该公司严格落实《可再生能源法》，实施可再生能源优先上网。为满足新能源上网需求，省内火电企业长期维持50%以上停机率，使新能源电量占比提升到23.7%；在保证电网安全的前提下，根据市场化合同电量签订情况，合理安排开机方式，采取火电轮停、用电高峰发电留取负备用、跨省联络线支援等措施，争取新能源多发满发
与上述措施相比，通过市场手段则进一步扩大了新能源消纳空间。据了解，甘肃电力积极开展跨省区中长期外送、现货交易；挖掘省内潜力，开展新能源与自备电厂发电权替代、省内大用户及增量用户的直接交易，2017年市场化消纳比例达48.4%，2018年达59.34%。
甘肃电力相关人士介绍：“在国网公司的统一领导下，甘肃电力结合省内电源实际，在中长期交易中考虑新能源与常规电源打捆外送；在日前计划及日内实时调度中，依据新能源预测，对省内调峰受限的富裕新能源开展跨省区现货交易及余量出清；在西北区域内部，通过主控区置换、日前实时交易等模式，促进新能源在西北区域内消纳，逐步形成了新能源消纳‘全国一盘棋’的统一优先调度机制。”
2018年12月27日，甘肃电力现货市场启动试运行。可以预见的是，市场在新能源消纳工作中将发挥越来越重要的作用。
建议开展河西第二条外送直流规划
尽管甘肃新能源消纳取得了显著成果，但同时仍面临不少问题。
“由于配套火电电源至今未投运，酒泉-湖南特高压最大输送能力仅450万千瓦，远低于设计能力800万千瓦，没有完全发挥作用。”上述人士介绍，“同时，省内调峰能力有限，难以支撑大规模新能源运行。”甘肃省新能源装机约2000万千瓦，对应需要3000-4000万千瓦灵活调节电源对其进行调峰，但甘肃省常规电源以火电为主，无法有效满足新能源调峰要求。其中，甘肃电网自备电厂总装机容量497万千瓦，占全网电源装机的10%，而发电量占全社会用电量比例高达22.46%，挤占新能源消纳空间。
因此，甘肃电力建议，为推动甘肃新能源在全国范围消纳，建议尽快启动陇东-山东特高压直流建设，开展河西第二条外送直流前期规划，全力争取扩大外送电量；与受电省份达成长期外送协议，固化外送市场；为提高酒泉-湖南特高压输送能力，应加快配套火电建设。同时，建议国家层面适度政策倾斜，加快甘肃省内快速调节电源建设，引进符合产业政策的高载能、大数据等能源密集型产业，促进甘肃新能源就地消纳。
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新能源发电允许一定的电量损失
因风电和光伏发电随机性、波动性强且不可控的特点，发电量与负荷率呈现金字塔结构特点，其发电功率超过额定装机容量70%后的技术经济性很差。因此，为提高电力系统运行经济性，在设计阶段就明确了新能源的发电同时率，按此进行配套的电网和调峰电源建设。
以甘肃现有风电、光电基地为例，根据设计部门分析，酒泉地区风电的发电同时率为63%，因此按63%装机容量计算发电能力并确定电网送出能力；光伏发电同时率为80%，按80%的装机容量计算发电能力和电网送出能力是适宜的。因此，对于风电、太阳能等新能源发电，在可研论证和设计方案阶段就明确了将会发生并允许产生一定的电量损失。
另据悉，国家电网公司日前已明确提出，今年经营区弃风弃光率将降至5%以内，即新能源利用率将超过95%。据了解，这一数字是国网整体新能源利用率，其具体的计算方式为：
新能源利用率=实际发电量/（应发电量+弃电量）×100%。由于不同场站来风情况不一样，即使装机容量一样，发电量也不一样。因此，应发电量是根据理论功率计算，即根据实际来风情况计算的。
