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，甘肃省发电总装机容量达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得到有效缓解。”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的比例从2014年的14%提高到2018年的23.73%；清洁能源发电占总发电的比例从2014年的47%提高到2018年的53.99%，同时，新能源发电占比指标常年居国内首位。
通过市场手段扩大消纳空间
新能源利用水平的不断提高得益于甘肃电力的积极作为。近年来，该公司加强网源统筹规划，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。
2018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的条件。
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。在保证电网安全的前提下，根据市场化合同签订情况，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，使新能源电量占比提高到23.7%。
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。
建议规划河西第二条外送直流
尽管甘肃新能源消纳取得了显著成果，但仍面临不少问题。“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。”
甘肃新能源装机约2000万千瓦，对应需3000-4000万千瓦灵活调节电源对其进行调峰，但甘肃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%，发电量占全社会用电量的比例高达22.46%，挤占新能源的消纳空间。
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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