西北区域是国家电网系统中新能源占比最大的区域。随着新能源装机的不断增长，消纳形势日益严峻，新能源消纳困难已成为西北电力系统运行中存在的最突出问题之一。
制约西北区域新能源消纳的因素非常复杂，既有历史沿革问题，也有随规划发展变化而产生的新问题。为更好把握西北区域新能源消纳运营情况，促进新能源科学合理发展，近日，西北能源监管局在世界银行的支持下与西安交通大学合作开展了“西北区域新能源消纳的滚动机制路径分析”课题研究并发布研究报告，从四个维度提出了西北区域新能源发展的滚动机制路径安排。
现状：五方面问题制约西北区域新能源消纳
西北区域新能源发展迅速，但由于其电网、电源等特点，“大发展”伴随着“高受阻”，集中表现在本地电力需求不足，外送潜力未完全发挥，区域调峰能力有待提升，新能源预测精度不准和市场及调度机制不完善五个方面。
研究报告指出，经济水平与新能源发展水平不平衡，是导致新能源消纳困难的一个重要原因。西北区域部分省份人均新能源装机、单位GDP新能源装机甚至高出欧美发达国家1-3倍，实现新能源高效利用必须在更大范围配置新能源资源。
目前，西北电网通过7条直流通道与华中、华东、华北和藏中电网跨区互联，直流理论输送容量达到3000万千瓦以上。但在实际运行中，受系统安全、受端省份接纳能力等因素影响，西北区域的电能外送潜力未能充分发挥。从相对比例来看，西北区域外送通道输送容量与新能源装机容量之比不足50%，在新能源发展同样迅猛的丹麦，这一比例已经达到了122.64%。
另一方面，西北区域系统调峰能力有限，主要体现在新能源集中大发时段，火电机组调峰能力短缺造成的调峰容量不足问题。提升火电机组灵活性、增加系统调峰容量、完善调峰资源配置机制，也是西北区域提高新能源消纳水平的重要因素。
在新能源预测精度方面，也表现出预测精度不准的问题。调查发现，西北某省短期风电预测精度约为75%，光伏预测精度约为80%，与国际先进水平仍有一定差距，需要从技术和机制层面激励提升。
同时，在西北区域市场体系建构的过程中，现行大部分交易机制未能实现有竞争性的市场交易，交易电量增长有限，交易电价相对固定，市场配置新能源的作用尚没有得到充分发挥。
建议：转变监管思路完善新能源消纳机制
针对西北区域实际，结合对国外新能源消纳成功经验的分析，西北区域新能源发展机制可以从发电侧、输电侧、用电侧、宏观机制等多个维度进一步完善。
研究报告提出，当前新能源发电规划主要由供应侧推动，采取政府审批模式。随着电力体制改革的深入、电力市场化程度的加深，应引导新能源发电规划逐渐转变为“统筹规划、市场推动”，规划决策由单纯的基于发电资源的评估向包含发输配用储多个环节的全面资源评估过渡，并由发电厂自己基于市场运行评估项目盈利能力，独立进行规划决策，政府部门只起到相应的监管职责。
在输电侧维度，西北区域新能源外送受输电通道受阻影响，应引导电网在规划设计时关注通道受阻情况，综合考虑源荷具体情况制定外送通道规划方案;另外，输电费用作为电网使用的获益机制，也需要受到合理引导，应注重完善输电成本评估体系及分摊机制，逐步形成基于综合成本的输电费用定价机制。
在用电侧维度，为促进新能源消纳，在进一步刺激负荷增长的同时，还要注重挖掘和培育负荷侧的灵活性，以适应发电侧的不确定性。电力需求侧管理需要政府法规和政策给予有效激励和引导。一方面，要根据不同发展时间点制定相关的需求响应政策，挖掘需求侧的灵活性，另一方面，对于分布式储能、电动汽车等新型灵活资源，要引导其培育灵活性，并且逐渐扩大参与的市场主体，使得各类能源用户均有机会参与需求响应项目。
报告建议，未来应从多方面挖掘调峰资源，引导现有机组进行灵活性改造，并通过市场机制激励机组灵活性提升;督促调峰辅助服务市场有序进行和发展，并在中长期扩大市场机制应用的范围，最终逐步将配置调峰资源的功能从调峰辅助服务市场转变为现货市场及容量市场。同时，系统调度也要进行功能上的转变，将传统的“三公”调度职责转变为执行市场交易结果、保证系统安全经济运行。
