冀北电力新能源消纳能力不断提升

记者日前在冀北电力新能源消纳情况新闻发布会上了解到，冀北电网深入贯彻落实国家电网公司促进新能源消纳工作安排，在华北电网的大力支持下，服务新能源消纳水平再度提升。在2017年实现弃电量、弃电率“双降”目标后，2018年进一步加大力度促进新能源消纳，发电量、弃电量两手抓。截至5月22日11时25分，冀北电网新能源出力达8869兆瓦，创新高，新能源出力水平在“三北”地区新能源集中接入的各省级单位中处于领先地位。

国家能源局华北监管局市场监管处处长吕峰评价：“冀北电力在新能源接入服务方面，注重与新能源发电企业沟通，规范信息披露，形成了一套完备的工作流程，体现了主动服务行业、服务市场主体的高度责任感。”

新能源并网“一路绿灯”

冀北电力调度控制中心主任施贵荣介绍，截至今年4月底，冀北电网新能源累计装机达1509.2万千瓦，新能源装机占区域电源装机的比例为46.6%，占统调电源装机比例53.3%，占比居各省级电网之首。其中，风电场78座，分属29家发电集团，并网容量1135.9万千瓦;光伏电站98座，分属69家发电集团，并网容量373.3万千瓦。

为加快新能源并网，2017年，该公司编写并发布了《新能源并网服务手册》，作为全国首个涵盖新能源并网全过程的服务手册，它规范了新能源项目从规划到并网调试的14个环节，实现了业务部门间横向协同、纵向贯通的高效衔接，项目并网手续办理时间减少27个工作日。

同时，冀北电力在国网系统首个设置扶贫项目并网服务“绿色通道”，优先接纳扶贫项目并网。2017年具备并网条件的10个集中式扶贫项目均在第一时间并网运行。2018年，该公司将进一步提升精准扶贫水平，克服技术困难，修订原有规章制度，开通扶贫项目并网“绿色通道”，建立扶贫项目非全容量并网机制，推进扶贫项目尽早并网发电，发挥扶贫效益。

冀北电力调度控制中心新能源处处长孙荣富介绍：“光伏扶贫项目并网不能按部就班，我们实施了三个方面举措加快其并网：加强部门间的衔接，大大缩短并网时间;日梳理、周汇报，实现统一协调;针对扶贫项目的特殊情况，对于在6月底扶贫项目补贴申报前不能完全建成的，先实现其并网发电，满足并网需求。在并网后，对于光伏扶贫项目，发电不限电，保障其实时消纳。”

这些举措成效如何?中国水电工程顾问集团有限公司华北分公司党支部书记王磊表示，光伏扶贫项目启动后，冀北电力按照《新能源并网服务手册》，及时进行指导，并开通“绿色通道”，组织设备调试，实现了项目如期并网发电。冀北电力全额消纳上网电量，截至目前，已完成400余万度电量消纳。

施贵荣说：“今后，冀北电力还将结合中长期资源预测和消纳能力计算灵敏度分析，实施差异化并网管理和计划安排。对于外送非受限地区的新能源项目，高效规范推进并网管理，保障实现‘双降’目标。”

进一步深挖消纳潜力

施贵荣介绍，2017年，冀北电网新能源发电量达287.63亿千瓦时，占全社会用电量19.3%，冀北电网每供应100度电，就有20度是清洁电。同时，数据显示，2017年，冀北电网新能源弃电量21.67亿千瓦时，同比减少0.36亿千瓦时，全网弃电率为7.0%，同比下降2.1个百分点，实现了新能源弃电量、弃电率“双降”目标。“自2012年以来，全网弃电率连续5年下降。近3年冀北新能源利用小时数逐年增加，在‘三北’地区居前列。”施贵荣说。

近年来，冀北地区春节期间新能源消纳情况也逐年改善。2018年，冀北电网进一步深挖消纳潜力，协助华北电网开展全网调峰，全力消纳新能源电量。施贵荣表示：“春节期间，风电发电量6.22亿千瓦时，弃风电量0.04亿千瓦时，仅在初一由于电网调峰困难进行了短暂的调峰限电，再无风电全停现象，春节期间新能源消纳情况大幅改善。”

同时，该公司着力加快电网建设，积极应对冀北地区新能源快速发展与消纳能力不足的矛盾。不断扩大消纳范围，积极谋划依托大电网、通过特高压实施跨区送电的方式消纳风电，推动新能源在更大范围优化配置。

据统计，近年来，冀北电力累计投资68亿元，建成张家口6个500千伏可再生能源汇集站、8个220千伏汇集站、45项110千伏及以上可再生能源接网工程，基本满足张承地区可再生能源并网需求。施贵荣表示，“十三五”后三年，该公司计划安排投资220亿元，建设特高压和柔直示范工程以及11项500千伏交流工程，进一步加强220千伏和110千伏可再生能源汇集网络，解决大规模可再生能源并网消纳问题。

该公司将加强沟通汇报，与河北省能源局共同推动张北-北京西特高压纳入国家规划、尽早核准建设，解决冀北地区可再生能源外送消纳问题。同时，加快推进张北柔直电网示范工程、3项500千伏配套工程、4座220千伏新能源汇集站以及新能源接网工程，确保同步建成投产。加快建设御道口500千伏扩建工程，尽早安排承德风电基地二期项目并网。

此外，冀北电力将加强输变电设备运维，优化检修计划，尽量将线路停电时间调整到风光资源较小时期，避免新能源场站额外的电量损失;加强运维整改，建立定期通报机制，减少因电网设备原因导致的弃电损失。