《甘肃视角下的新能源为主体新型电力系统建设》报告在高峰论坛发布
国网甘肃电力围绕“清洁低碳、安全高效”的能源系统建设思路，在构建适应高比例新能源广泛接入的新型电力系统路上积极探索，不断实践，自2007年新能源开始大规模并网至今，一直奋斗在建设新能源为主体的新型电力系统第一线。9月23日，第四届“清洁能源发展与消纳”高峰论坛在兰州开幕，论坛以“30· 60清洁发展”为主题。在特邀报告环节，国网甘肃省电力公司副总经理行舟在论坛上作了题为《甘肃视角下的新能源为主体新型电力系统建设》的报告，引起各方与会专家的高度关注。
行舟介绍了甘肃高比例新能源电力系统的建设和发展，指出了甘肃新能源在发展过程中逐步遇到了运行控制问题、安全稳定问题、调峰问题和市场问题，这四个主要问题。首先，针对大规模新能源集中并网导致电网运行控制难，建成了风光资源监测预测网络及状态评估体系、全国首家最大的新能源发电集群控制系统以及分、省、地协同的无功电压自动控制系统。
其次，针对“双高特性”导致电网安全稳定问题突出，甘肃公司组织进行了风电场低电压穿越能力改造与测试；率先推广了风机高电压穿越改造，目前祁韶近区共7372MW、49场72种机型均已完成高穿改造测试，近区风电输送能力从原来的160万千瓦提升至550万千瓦；同时在总部和西北分部支持下，建设河西第三回线，释放四鱼断面输送能力约300万千瓦；滚动优化新疆与西北联网安控系统，释放输送能力约300万千瓦。
再次，针对高比例新能源系统电力电量平衡困难。2018年4月1日，甘肃公司在西北区域内首家启动省内调峰辅助服务市场，激励火电灵活性改造，通过在新能源大发期间，降低火电出力至50%以下，累计增发新能源近30亿千瓦时。通过“全国统一调度体系”，利用东西部电网峰谷差时空特点，跨区跨省备用资源共享，减少火电开机容量，促进新能源优先消纳。世界单体容量最大的电化学储能电站在甘肃建成投产，规划容量182MW/720MWh，目前投运60MW/240MWh，通过储能与新能源电厂组合成虚拟电厂参与调峰及调频辅助服务市场。
最后，针对新能源参与电力市场障碍多。甘肃电力通过不断探索新能源参与市场的模式，在国内率先开展自备电厂发电权置换交易，并利用甘肃区位优势，通过常规电源与新能源打捆，拓展北京、广东等20多个省网市场，目前累计外送新能源电量688.05亿千瓦时。
行舟回顾了甘肃现货市场建设的发展历程，并指出在针对新能源随机性波动性发电特性与负荷不匹配的问题，甘肃新能源采用“保量竞价”模式参与现货市场，与火电企业同台竞争；形成中长期市场锁定收益，促进各类电源协调发展。其次，针对新能源参与市场的曲线难以确定的问题，甘肃采取调度代理分解中长期的方法，优先分解新能源中长期曲线，降低新能源参与市场成本，保障新能源可持续发展。最后，针对辅助服务市场与电能量市场衔接问题，在现货市场运行期间，不再单独组织调峰市场，而是通过运行成本补偿激励火电机组深调；建立独立储能参与辅助服务市场的模式，在新能源大发期，储能进行充电，系统调频需求增加时，储能电厂进行放电调频。
行舟认为，随着新能源装机规模不断增加，新能源参与市场已经成为可预见的事实。下一步，国网甘肃电力将主要从三方面构建新型电力系统运行模式。首先在省间与省内市场统筹协同方面，依托省间现货市场，理顺省内与省外市场流程及价格衔接机制，按照省间现货价格结算实时省间交易电量；建立配套电源独立的控制区，以省间现货模式参与现货市场。其次在中长期与现货协调发展方面，分时段签订中长期合同，明确中长期曲线形状；根据优购用户的用电曲线代理分解优先发电曲线，明确优发保供责任。另外在扩大双边市场参与范围方面，将辅助服务费用向用户侧传导，通过现货价格信号，引导用户改变用能习惯；促进源网荷储高效互动和多种电网形态友好互动，提高新能源消纳水平。最后在建立完备的配套市场机制方面，拉大峰谷价差，引导常规火电高峰顶峰，低谷深调；建立容量补偿机制，引导电源合理投资。
行舟认为，新能源为主体的省级新型电力系统必然要求新能源省内消纳和跨省、跨区外送相结合，建设全国统一电力市场，统筹省内、省外两个市场，实现各省优势资源跨省、跨地区的大范围优化配置势在必行。双边现货市场可以快速有效反映新能源实时消纳需求，实现以市场机制消除为满足新能源消纳而形成的各种矛盾。因此，构建适应全国统一电力系统，以现货市场为驱动的新型电力系统运行模式，是未来新型电力系统和电力市场运行发展的方向。
