新能源消纳专题会汇报材料

XX电网促进新能源消纳工作汇报

2019年12月12日

在国家电网公司统一领导下，华北分部统筹协调、多措并举开展XX电网新能源消纳工作，新能源装机增长迅速，新能源发电量大幅增加，新能源弃电量大幅降低。现将2018年有关情况汇报如下：

一、基本情况

（一）新能源装机高速增长。截至11月底，XX电网新能源装机突破8000万千瓦，达到8056万千瓦，同比增长15.4%。其中，风电装机5369万千瓦，同比增长13.1%；光伏装机2687万千瓦，同比增长20.3%。各省级电网中，绝大部分新能源装机突破了1500万千瓦，其中京津唐1885万千瓦，山西1547万千瓦，山东1723万千瓦，蒙西达到2398万千瓦。此外，河北南网新能源装机也达到503万千瓦。

（二）新能源发电量大幅增加。截至11月底，XX电网新能源发电量1305亿千瓦时，同比增长22.3%。其中，风电发电量989亿千瓦时，同比增长18.1%；光伏发电量316亿千瓦时，同比增长37.7%。大部分省网增长率在30%以上，其中山西电网发电量254亿千瓦时，同比增长41.1%，山东电网发电量265亿千瓦时，同比增长33.9%，河北南网发电量61亿千瓦时，同比增长31.1%。京津唐和蒙西电网发电量也保持了12-13%的增

长率。

（三）“双升双降”成效显著。截至11月底，XX电网（不含蒙西）新能源累计发电量880.9亿千瓦时，同比增长27.7%；新能源电量占社会用电量比例9.6%，同比提高1个百分点。新能源弃电量19.1亿千瓦时，同比减少15.3亿千瓦时；新能源弃电率2.1%，同比下降2.7个百分点。XX电网除春节个别天数外，没有发生过调峰原因弃电，京津唐电网全年发生调峰弃电天数仅为1天（大年初一），同比减少23天，调峰原因弃电量仅为0.02亿千瓦时，同比减少2.59亿千瓦时。

（四）新能源对电力平衡支撑能力有限。在2018年迎峰度夏期间，京津唐电网连续7天负荷在5500万千瓦以上，但各日风电出力均值不足50万千瓦，仅占风电装机4%，对电力平衡支撑能力不足。华北全网范围夏季大负荷期间风电出力均值450万千瓦，占装机比例在9%以上。

二、促进新能源消纳开展的工作

（一）强化统一调度。按照《国调中心关于进一步加强全网统一调度的通知》要求，由华北分中心对网内362台300MW 以上机组实施许可调度。华北各省向分中心上报次日开停机方式、电力平衡情况及新能源消纳情况。华北分中心组织各省会商全网次日方式，根据各省电力平衡、新能源消纳需要，优化调整各省开机方式，对开机容量过大的省网提出减少备用容量和停机要求，腾出调峰空间消纳其他省网新能源。日内根据实际情况督

导各省网安排深度调峰。

（二）实施京津冀一体化可再生能源消纳。根据河北省发改委关于《京津冀一体化可再生能源消纳实施方案》的复函，华北分中心2018年2月起正式实施了京津冀一体化可再生能源消纳工作。河北省调向华北分中心上报负荷预测、开停机方案预安排。华北分中心依据京津唐、河北南网电力平衡和新能源消纳需要，统一安排京津冀开机方式，提出调整建议，在满足电力平衡的情况下，腾出调峰空间消纳京津冀地区新能源，提高京津冀电网消纳空间200万千瓦以上。

（三）调整完善新能源准确率计算方法。按照现行功率预测预报考核办法，预测准确率统一按照“均方根误差”方法统计，这种方法在反映预测准确率方面存在一定局限性：公式中以开机容量作为分母，开机容量越大，均方根误差越小，准确性越高。但是“均方根误差”方法无法准确衡量预测误差对电网运行的冲击。

为更符合电力平衡安排实际需求，华北分中心应用相对偏差法来计算新能源预测准确率，公式为“（1-△P/P）×100%”。P为新能源的实际电力，△P为预测值与实际值的差值。

在富风期期间，京津唐电网按照相对偏差法计算风电预测准确率为81.0%，按照均方根方法计算准确率为93.9%。虽然相对偏差法计算准确率较低，但是与现行的负荷预测准确率计算方法一致，更能符合生产运行实际需求。

（四）加强场站侧新能源预测管理。京津唐电网将新能源功率预测准确率纳入“两个细则”考核。开展新能源预测帮扶，组织预测能力较强的新能源预测厂家帮助新能源场站提升预测准确率。要求新能源场站根据机组和输变电设备的检修计划及时修正预测结果，根据机组实际的发电性能优化风-电、光-电转换模型，通过加强管理进一步提高了场站侧预测精度。

（五）提出新能源功率带预测方法。华北分中心研究并应用了新能源功率带预测方法，统计计算了富风期和枯风期不同出力范围下新能源预测的正、负偏差，据此形成新能源功率预测的上下带宽，并在日前电力平衡安排时，按照下带宽来安排负荷高峰的正备用，按照上带宽来安排负荷低谷的负备用。在富风期新能源高出力情况下，实现了功率预测结果高比例纳入日前出力平衡。京津唐电网富风期风电预测500-600万千瓦时，将86.5%的风电功率预测值纳入电力平衡，600万千瓦以上时，将91.3%的风电功率预测值纳入电力平衡。

（六）开展新能源功率分区预测。在京津唐电网中沽源、万全、张南、御道口、金山岭和康保尚义等6个新能源重点汇集地区开展分区预测，形成精细化的汇集区新能源短期和超短期预测，并根据汇集区断面约束进行预测结果安全校核，将安全校核后的新能源预测功率纳入电力平衡，进一步提高新能源纳入电力平衡的可信度。

（七）推进辅助服务市场化建设。2018年11月，华北分

部启动了调峰辅助服务市场模拟运行，12月7日（风电752万千瓦创历史新高），9日（风电小，后夜最高出力313万千瓦）进行了华北电力调峰辅助服务市场结算。在这两天市场运行结算期间，供热电厂主动报价降低发电出力到平时供热下限之下，7日风电大发期间调峰市场总费用显著大于9日风电小发期间市场总费用，验证了市场出清费用的合理性和提高新能源消纳空间的有效性。

（八）积极开展跨区消纳新能源。除消纳本地新能源外，华北分部还通过计划和现货交易，消纳东北、西北跨区新能源。截止10月底，XX电网共计消纳跨区新能源电量255.4亿千瓦时。其中，消纳西北新能源172.1亿千瓦时，消纳东北新能源83.3亿千瓦时。

三、新能源消纳面临的挑战

（一）新能源消纳和电力供应、火电机组长周期运行之间的矛盾较为突出。京津唐电网新能源最大出力已达961万千瓦，为了满足消纳需要已将其中的870万千瓦纳入电力平衡，一旦出现20%及以上预测误差，将减少200万以上的新能源发电，电网预留的200万千瓦备用容量已不足以弥补新能源预测误差造成的功率缺额，被迫采取限电措施。京津唐电网新能源日内最大波动已达653万千瓦，造成火电机组的频繁调整。京津唐电网新能源日间最大波动已达681万千瓦，大量火电机组被迫频繁启停。随着新能源装机的进一步增加，上述问题将更加严峻。