最近，一个好消息传来：
7月25日，国家能源局在上半年能源形势新闻发布会上公布，上半年，全国弃风率同比下降4.0个百分点，弃光率同比下降1.2个百分点，弃风弃光状况持续缓解。
也就是说，今年上半年全国弃风弃光率实现了双降!
与此同时，北京电力交易中心召开2019年上半年电力市场交易信息发布会，上半年，国家电网经营区域累计消纳清洁能源6524亿千瓦时，同比增长15.3%，新能源利用率96.1%，同比提高2.8个百分点。
2019年是促进新能源消纳的攻坚年，作为全球接入清洁能源规模最大的电网，国家电网如何持续提升新能源消纳能力?播报君带您一探究竟。
大比例、全额消纳可再生能源
今年弃风弃光率控制在5%内
弃风弃光曾经是困扰中国新能源发展的一大难题。多年前，在持续的迅猛发展之后，包括风电、光伏发电等新能源产业曾经走到了一个历史转折点：一方面是在大气污染和减排目标压力下，新能源迎来前所未有的发展机遇;另一方面，从替补逐渐走向替代能源，市场消纳压力更趋严峻。
不少专家认为，局部地区出现弃风弃光现象，主要是由于可再生能源发展速度过快引起的。特别是风电、光伏发电迅猛增长，带来可再生能源发展与调峰电源发展不协调、与电网发展不协调、与用电需求增长不匹配、与市场机制健全不同步的矛盾突出。
2018年，国家发改委、国家能源局把推动清洁能源高质量发展、有效解决消纳问题作为重点工作，制定了《清洁能源消纳行动计划(2018～2020年)》，提出2019年要确保全国平均风电利用率高于90%(力争达到92%左右)，弃风率低于10%(力争控制在8%左右);光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%;全国水能利用率95%以上;全国核电基本实现安全保障性消纳。
多年来，国家电网有限公司始终积极服务新能源消纳，制定并实施促进新能源消纳22项措施，包括电网建设、调度运行、市场交易、技术创新等多个方面，目前已取得显著成效。数据显示，上半年，国家电网经营区新能源利用率96.1%，同比提高2.8个百分点。
新能源本身的波动性、间歇性以及不具备调频、调压等主动支撑能力的特性，需要更好的源网荷协调发展和友好互动技术。为更好地满足新能源高比例接入需要，国家电网有限公司攻克虚拟同步机技术，±500千伏柔性直流电网、低碳冬奥智能电网、电动汽车智能互动充电等工程也在孕育成长，显著提升了电网安全稳定运行水平，满足了新一代电力系统所需的智能、可控、灵活等要求，保障了新能源和大电网的友好相处。
如今，在不少地区，新能源企业已经感受到了国家电网优质的新能源并网服务。在新疆哈密首个且全国规模最大“风光火电”打捆“疆电外送”的综合能源基地，新疆哈密供电公司为新能源企业提供了并网、转商运的全周期“一站式服务”，同时采用先进控制手段优化风电场有功出力，实现新能源自动发电控制系统(AGC)全覆盖;在宁夏银川，专业人员在用电负荷密集且电网网架较强的地区，采用低压就地接入方式，实现了8个风电场电力就地消纳，在风电密集、用电负荷小的地区采用高电压集中接入上网，实现了大范围资源优化配置。
7月3日，国家电网有限公司在2019年夏季达沃斯论坛上表示，国家电网今年弃风弃光率将控制在5%以内。目前，国家电网正科学安排新能源装机接网规模和时序，大比例、全额消纳可再生能源，推动能源转型发展。
国家电网有限公司还倡议，在推进新能源消纳进程中，加快落实火电机组灵活性改造，2019年力争完成4000万千瓦以上改造规模;规范燃煤自备电厂建设和运行管理，并网燃煤自备电厂与公用电厂同等管理，服从电网统一调度，承担调峰义务和相应社会责任;提升新能源场站涉网性能，为新能源高比例接入和运行提供支撑。
输电通道保障能源供给
电力交易提升消纳空间
如今，很多人足不出户就可以享受到来自三北(东北、西北、华北)地区的清洁电能，清洁能源跨省跨区输送通道的建设，成为我国弃风弃光持续大幅改善的重要原因。
位于三北地区的甘肃省新能源装机增长迅速，但自身消纳有限，电网又因审批建设周期长等因素发展滞后，一度导致出现弃风弃光现象。“十二五”以来，甘肃境内电网累计投资760亿元，建设了750千伏第一、二通道和一系列330千伏送出工程，大幅消除了电网“卡脖子”问题。2017年8月，世界首条以输送新能源为主的酒泉至湖南特高压直流工程建成投运，更是为甘肃新能源外送作出了巨大贡献。
不仅仅是甘肃，全国范围内特高压电网建设项目的持续推进，充分发挥了电网资源配置作用，有力提升了新能源外送能力，助推了国家清洁能源科学优质发展。今年，国家电网将加快张北—雄安特高压交流、青海—河南、雅中—江西、陕北—武汉特高压直流、张北柔性直流等输电通道建设，满足新能源项目接入和送出需要。
新能源消纳渠道的拓宽并不止于输电通道建设，“市场化”也是近两年的新路径之一。这其中，北京电力交易中心充当了促进清洁能源大范围消纳的重要角色。数据显示，上半年，省间清洁能源消纳1902亿千瓦时，同比增长6.7%。其中，水电省间外送电量完成1203亿千瓦时，同比增长5.4%。新能源省间外送电量436亿千瓦时，同比增长18.2%。
国网安徽电力员工在特高压古泉换流站进行5G网络测试，从而实时掌握换流站情况。 袁翔 摄
除此之外，北京电力交易中心还开展发电权专项市场交易，推动清洁能源替代常规能源，开展西北新能源替代山东火电、甘肃送华中以及四川水电替代青海火电、宁夏自备电厂、湖南电厂等清洁能源发电权交易18亿千瓦时。
电力市场化进程的不断推进，提升了西北新能源发电大省的消纳水平。以甘肃电网为例，2018年，国网甘肃省电力公司通过开展自备电厂发电权置换交易，全年完成置换电量33.36亿千瓦时，通过开展西北区域置换、短期实时及甘新互济交易，多发新能源电量4.45亿千瓦时;通过开展省内直接交易，完成新能源大用户直接交易电量2.68亿千瓦时，就地消纳交易电量0.92亿千瓦时;特别是通过积极开展富余新能源跨省区现货交易，完成交易电量32.49亿千瓦时，占国网交易总量的46.7%，占甘肃省新能源总发电量的12%。
“送得出”也能“接得住”
消纳省份为新能源全面腾空间
6月9日0时至23日24时，青海启动连续15天360小时全部使用清洁能源供电，所有用电均来自水、太阳能以及风力发电产生的清洁能源，再次刷新并保持了全清洁能源供电的世界纪录。
据了解，“绿电15日”期间，青海省内157万千瓦负荷参与峰谷时间段互换“绿色套餐”，使37万千瓦避峰负荷由夜间生产转移至9:00～12:00运行，增加光伏日消纳电量110万千瓦时，实现大工业用户和光伏企业共赢，提高了新能源消纳能力。
解决新能源就近消纳问题，青海不只尝试了“绿电15日”。在青海海西，探索新能源就近消纳的“3+X”模式已经形成。“3”是指政府、供电企业、综合能源企业，“X”即未来可以扩大的新型能源产业。新能源并网运行后，海西供电公司为电网运行提供了调峰、调频、备用、黑启动、需求侧响应等多种服务，促进电网削峰填谷，有效缓解了电网外送压力。
与此同时，全国各地的分布式光伏发电项目，也成为了除大规模风电、光伏发电并网以外，就地消纳的重要途径。2018年末，国家电网累计接入分布式光伏发电并网容量4701万千瓦，比2017年末增长67%，不仅促进了太阳能充分就地消纳，还为当地百姓提供了增收新路径。
除了就地消纳，送出的新能源也得要“接得住”。为促进新能源消纳，各地需要按照消纳目标，结合自身条件和能力，合理确定清洁能源建设规模、布局和时序，电网企业才能多措并举提升新能源利用率。以河南省为例，作为新能源消纳大省，2017年以来河南累计购入省外新能源电量超300亿千瓦时。
目前，在新能源接入地区，国家电网有限公司正积极探索开展需求侧响应，利用市场手段调用需求侧资源，消纳低谷时段新能源电量;最大限度利用抽水蓄能电站，平均利用小时数2659小时，增加消纳新能源电量311亿千瓦时。国家电网还创建了电网安全与新能源消纳统筹协调机制，建立新能源受限分级预警机制，促进新能源消纳多级调度协同快速响应。
此外，国家电网开展的泛在电力物联网建设也将有力助推新能源消纳。记者了解到，未来国家电网有限公司将加快泛在电力物联网建设，探索服务新能源发展的长效机制，推动源网荷协同发展;开发建设新能源大数据管理平台，聚焦公司核心业务、聚焦政府社会关切、聚焦客户、聚焦价值作用发挥，以满足各方主体需求为导向，提升电网业务全环节工作效率和服务水平，为新能源高质量发展提供支撑。
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