西北新能源消纳“五连升” 今年会被打破吗？

在近日召开的西北新能源高比例发展研讨会上，与会专家认为，随着西北更大规模的新能源接入电网，系统消纳面临着巨大挑战，尤其是新能源电量渗透率从20%提高到40%的时候，电力系统消纳挑战将更为严峻。

业内专家认为，随着高比例新能源并网，目前的峰谷价差和辅助服务机制会显得力不从心，而解决新能源消纳问题的关键在于电力市场的运行方式，需要完善乃至重塑现行电力市场。

外送电比例最高 市场化提升消纳率

西北电网是一个新能源大规模、高比例、高集中装机的同步电网，是我国供电面积最大、电力外送比例最高的区域电网，包括陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆五省区电网。预计到 2030 年，西北新能源装机将达到 3.5 亿千瓦，相当于2020年新能源装机的3倍，西北地区将面临前所未有的消纳压力。

国网西北分部专家陈天恩介绍，新能源发展过程中出现过严重的弃电问题，2016年西北新能源弃电率达到高峰。当年新能源装机占全国的32.7%，全社会用电量仅占全国的10.4%，新能源弃电量占全国的58.6%，平均弃电率为29%。在我国新能源以保障性收购为主的政策背景下，西北新能源弃电问题倒逼消纳市场化，新能源利用率由2016年的71%提高到2021年的95%。

“西北电力市场自运行以来，年均提升西北电网新能源利用率4.06%。”西安交通大学教授李更丰表示，西北区域新能源市场化的消纳手段逐渐发展，跨区直流输送能力、省间市场化交易、调峰辅助服务市场、中长期交易和日前实时交易有效衔接。截至2021年底，西北电网跨区交易电量已经接近3000亿千瓦时。

业内专家判断，西北地区新能源利用率“五连升”的势头将在今年被打断，西北地区新能源大发展带来的消纳压力持续增长。电力市场的运行方式将成为解决新能源消纳问题的关键，如何充分利用西北地区资源禀赋优势、省间互补特性，建立多层次灵活市场交易体系，突破西北地区新能源受阻的瓶颈，是业内亟需解决的问题。

电力价格波动剧烈 市场集中度过高

记者采访了解到，西北新能源市场化的特点是“三大一多”，即送端大基地、市场大规模、配置大范围、多品种交易。目前，西北新能源市场化配置范围已覆盖21个省，省间新能源配置约800亿千瓦时。在碳达峰碳中和目标指引下，如今西北正在加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设，随着新能源电量渗透率的进一步提高，电力市场也面临新的挑战。

“最不容忽视的是，西北新能源市场化的‘大而不强’。”陈天恩直言，当前新能源市场存在的主要问题是，市场化价格形成机制有待完善、电力市场集中度过高、交易风险防范基础薄弱。以市场化价格为例，目前西北电力价格水平波动剧烈。比如，省内现货电力试点的甘肃省，出清电价频繁以最低限价和最高限价出现。省间交易电价最低每千瓦时不到3分钱，最高超过4元/千瓦时，波动较大。

谈及西北市场集中度过高问题，陈天恩表示，一是省域发电环节市场集中度高，如今西北地区央企煤电整合后形成了“一省一企”的格局，陕西、甘肃、青海、宁夏的第一大火电企业在本省的火电装机占比均超过本省火电装机的50%，新疆最大火电企业市场份额约40%。二是跨区直流通道购电主体单一，从跨区直流通道电能交易西北送端多个发电主体参加，形成竞争态势。但是，跨区送电受端尚未开放用户、售电公司购电，基本为单一购电，多通道市场份额在90%以上，呈现寡头垄断。

扩大配置范围 打破消纳壁垒

鉴于西北新能源市场化的情况，业内专家建议，现阶段的工作重点是推动西北电力市场由大到强，应分阶段完善西北电力市场架构。对于现货市场建设，应从分散式逐步过渡到集中式市场；对于辅助服务市场，应分阶段建设，遵循“先区域、后省内”的发展模式；对于容量补偿机制，应建立“可靠性+灵活性”双轨运行制容量市场。

“目前，西北新能源电力市场化处于初级阶段。”李更丰表示，推荐西北现货采取两步走的方式建设，第一阶段用部分电量参与现货市场竞价的分散式方式稳步推进。第二阶段过渡到全电量进行集中式市场出清。“高比例新能源电力系统的市场化消纳系统建设，除了传统的市场机制设计外，更需要关注各市场直接的联系，建设‘横向融合、纵向贯通’的全方位、多层次电力市场。”

在业内专家看来，区域和省内市场衔接要立足西北实际。西北电网和其他不同层次市场的耦合和衔接方面，推动探索组建电力交易中心联营体，加强区域西北和其他地区的动态衔接，规范全国统一市场的基本交易规则，充分发挥西北资源互济互补长期统一调度的优势。

此外，完善西北新能源市场化，还应丰富电力市场参与主体的多样性。电力系统架构以火电为核心过渡到以新能源为核心多种主体并存的架构，除了传统能源和新能源以外，储能、分布式能源、需求响应、聚合商等均可推动电力系统灵活调节能力的提升。

国网能源研究院副院长蒋莉萍提出，对于西北新能源发电量占比已超过20%的电力系统而言，需要用建团队思路通过创新的技术手段、管理手段和市场机制，借助跨省跨区互济并充分挖掘新能源参与电力系统平衡的能力，而不是停留在过去新能源占比较低时的“养孩子”思路。