建设抽蓄电站提升调峰能力

　　据了解，为解决弃风弃光问题，《电力发展“十三五”规划》和《风电发展“十三五”规划》都在解决弃风问题上布局落子，除了优化可再生能源布局、弃风弃光地区要适当放缓规模和节奏、坚持集中建设与分散建设并举的原则外，还要求全面提升系统的灵活性，提高电力系统的调峰能力。

　　数据显示，2016年，国家电网经营区63%的弃风电量发生在供暖期，低谷弃风电量又占总弃风量的80%。这主要是由于“三北”地区大风期与供暖期重叠，而“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能等灵活调节电源比重低，供热机组不能深度调峰，保供热和新能源消纳矛盾突出。如东北地区就出现了供热期火电最小技术出力超过最小用电负荷的情况，完全没有消纳风电的空间。

　　如何提升电力系统的平衡调节能力、腾出空间消纳风电？作为目前最具经济性的大规模储能设施，建设抽水蓄能电站无疑是首选。抽蓄电站就像清洁能源的“蓄水池”，在增强系统运行灵活性、保障电网安全的同时，可以为提高电网消纳能力提供重要支撑。如2015年，辽宁蒲石河、吉林白山和北京十三陵抽水蓄能电站负荷低谷抽水启动分别为1268、546、980次，累计消纳风电电量达33.5亿千瓦时。2016年，抽水蓄能电站平均综合利用小时数3185小时，同比增长78%，为有史以来最高，充分利用抽水蓄能电站调峰作用，增加消纳新能源电量103亿千瓦时。

　　为此，国家能源局部署推进能源领域供给侧结构性改革，确定化解消纳存量、优化系统调度运行、发展抽水蓄能等调峰电源作为解决弃风弃光问题的重要举措。《电力发展“十三五”规划》明确：“十三五”期间建成1700万千瓦、开工建设6000万千瓦抽水蓄能电站。由此可见，2020年2.1亿千瓦的风电装机容量目标，必然要求系统调节能力和保障手段同步增强，加快建设抽水蓄能电站的战略意义和全局影响将更加凸显。

　　增强新能源发电可控性

　　新能源大规模消纳难，难在预测、控制和调度。因此，必须在风电并网运行的核心技术上攻克难关，在有效提高新能源接纳能力的同时，确保电网运行的稳定性。

　　记者了解到，为提高新能源预测预报和调度水平，国网全面部署了新能源功率预测系统，建成世界上规模最大、信息最全的风电运行实时调度监测网络。同时，“十二五”以来，该公司累计投入超20亿元开展课题研发，覆盖新能源发电装备、新能源并网仿真及规划、大容量储能等，多项关键技术取得突破。如采用先进控制手段优化风电场有功出力，解决风机低电压穿越、新能源集群控制等重大技术问题；研究高压大容量柔直关键技术，缓解风电基地高比例可再生能源高效接纳和外送问题；发展储能技术，推进虚拟同步机研究，促进新能源并网消纳。

　　下一步，国网将加快实施电采暖、港口岸电、北方地区风电供暖等措施，进一步推动电能替代，通过推进新能源企业与自备电厂发电权置换等措施拓展新能源消纳市场。此外，该公司还将依托大电网、大市场，发挥交易市场平台作用，打破省间壁垒，鼓励新能源企业积极参与外送，支持西部北部风电等清洁能源通过集中交易、双边交易等市场化交易方式实现跨区跨省消纳，促进风电等新能源在全国范围内优化配置。

　　通过以上措施，国网旨在实现的目标是：“力争2017-2018年，弃风弃光矛盾得到有效缓解，到2020年，根本解决新能源消纳问题，弃风弃光率控制在5%以内。”