大力发展新能源是国家的重大战略决策，也是我国经济社会可持续发展的客观要求，对推进能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要意义。“十三五”期间，我国新能源发展与消纳取得了重大成就，新能源累计装机规模突破4.5亿千瓦，超过水电成为第二大电源，新能源年均新增装机容量6036万千瓦，其中国家电网经营区年均新增5180万千瓦。国家电网有限公司坚决贯彻落实党中央、国务院对新能源发展和消纳工作的重要部署，落实新发展理念，发挥“大国重器”的责任担当，始终把促进新能源发展和消纳作为重要的政治责任、社会责任和经济责任，立足电网本职，在电网建设、调度运行、市场交易、技术创新等方面开展了大量工作，多措并举、综合施策，不断提升新能源利用水平。
新能源发展和消纳成就
新能源装机持续快速增长。截至2019年底，国家电网公司经营区新能源发电装机容量超过3.46亿千瓦，“十三五”年均增长26%，占电源总装机的比例由2015年的12.0%提升至22.3%。其中，风电、太阳能发电迅猛发展，装机容量分别达到1.7亿千瓦和1.9亿千瓦，分别是2015年底的1.7倍、5.2倍。21个省区新能源已成为第一、第二大电源，国家电网是全球接入新能源增速最快、规模最大的电网。
布局得到进一步优化。截至2019年底，“三北”地区新能源装机占国家电网经营区全部新能源装机的比例为67%，较2015年降低16.4个百分点。新增装机持续向消纳条件较好的省区转移，华东、华中“十三五”新增新能源装机容量占全网的42%，较“十二五”提高26个百分点。新疆、冀北、山东、山西等8个省区风电装机超过1000万千瓦，山东、江苏、浙江、安徽等8个省区太阳能发电装机超过1000万千瓦。
发电量和占比持续“双升”。2019年，国家电网经营区新能源发电量5102亿千瓦时，“十三五”年均增长31%；占总发电量的比例由2015年的4.0%提升至9.2%。其中，风电、太阳能发电量分别为3152亿千瓦时、1950亿千瓦时，年均分别增长22%、57%。13个省区新能源发电量占总发电量比例超过10%，其中冀北、青海、蒙东新能源发电量占比分别达到31.5%、27.7%、26.7%，与德国（33.8%）、西班牙（23.6%）等国家水平相当。
新能源消纳矛盾持续缓解。2019年，国家电网经营区新能源发电累计利用率96.8%，较2015年提升12.2个百分点，累计弃电量168.6亿千瓦时，较2015年降低47%。在各方的共同努力下，新能源提前一年实现国家《清洁能源消纳行动计划（2018～2020年）》利用率95%以上工作目标。
工作举措
一是突出规划引领，服务有序发展。持续研究制定年度工作方案，立足电网本职，组织实施6大方面重点工作。逐年滚动开展消纳能力测算，分省优化新能源时空布局，向国家和地方主管部门报送新增规模和布局建议，2020年5月对外公开发布2020年风电、光伏新增消纳能力，稳定各方预期，引导有序发展。落实可再生能源消纳保障机制，印发实施《省级电网企业可再生能源电力消纳责任权重实施组织工作大纲》。积极配合国家能源局开展电力、可再生能源发展“十四五”规划研究和编制工作。优化工作流程，建立“绿色通道”，加快送出工程建设，保障新能源项目及时接入电网。“十三五”以来，累计投资750千伏及以下新能源并网及输送工程超过400亿元，保证了2.2亿千瓦新增新能源项目的并网和输送。为分布式项目业主提供“一条龙”服务，满足了分布式光伏爆发式增长的需要。连续五年发布《国家电网有限公司服务新能源发展报告》，营造有利于新能源健康发展的良好环境和氛围。
二是加快电网建设，扩大资源配置范围。累计建成“十三交十一直”特高压输电工程，跨区直流输电能力达到9560万千瓦，进一步提高新能源电力大范围配置能力。2020年上半年，张北柔性直流电网试验示范工程建成投运，创造12项世界第一，输电容量450万千瓦，保障了张家口新能源送出消纳；世界首个以送出新能源为主的青海—河南±800千伏特高压直流工程启动带电调试。通过推动加快配套电源建设、加强送受端电网结构等措施，持续提高在运特高压直流利用效率。“十三五”以来，建成投运西北750千伏第三通道、新疆哈密—三塘湖、蒙东兴安—扎鲁特等一批省内重点输电工程，合计提升新能源送出能力2000万千瓦以上。
三是加强统一调度，提升消纳能力。完善适应高比例新能源运行的技术和管理体系，深化大电网实时平衡能力建设，完善区域内和跨区域旋转备用共享机制；实施清洁能源“日分析、旬总结、月报告”工作机制，滚动评估和测算新能源消纳情况；充分发挥抽水蓄能电站作用，继续组织跨区域抽水蓄能电站富余容量参与省间低谷新能源消纳；持续推动火电机组灵活性改造，深度挖掘火电调峰潜力。提升新能源功率预测精度，量化分析设备检修对新能源消纳的影响，持续发布西北新能源受限预警，提高新能源消纳能力。在青海创新开展“绿电7日”“绿电9日”“绿电15日”“绿电一月”全清洁能源供电实践，创造新的世界纪录。
四是建设统一电力市场，扩大消纳空间。发挥市场在资源配置中的决定性作用，全面推进国家电网经营区内四川等6个试点省份现货市场和区域、省市辅助服务市场建设。创新交易品种，积极开展风火打捆外送交易、发电权交易，创新组织冬奥会场馆和大兴国际机场绿电交易，开展电力援疆，不断加大新能源省间外送力度；推进虚拟电厂交易试点，推动实施电力需求响应。扩大省间交易规模，2019年新能源省间交易电量880亿千瓦时，是2015年的3倍，其中新能源跨区现货交易电量50亿千瓦时，实现新能源电量应送尽送、能送尽送。配合政府主管部门，推广东北经验，推动“三北”辅助服务市场建设，深入挖掘系统调节潜力。大力推进电能替代，“十三五”以来累计完成替代电量5335亿千瓦时。
五是加强技术创新，支撑系统稳定运行。将新能源发电并网与运行控制技术等列为重点攻关方向，累计开展科研项目800余项，获得国家科学技术奖项12项，其中一等奖2项，二等奖10项。建成国家能源大型风电并网系统研发（实验）中心、国家能源太阳能发电研发（实验）中心等一批国家级重点科技研发机构。建成世界上规模最大的张北风光储输联合示范工程，以及海西多能互补集成优化、镇江电网侧储能电站等多项重大示范工程，不断提升促进新能源发展和消纳的技术水平。
建设新能源数字经济平台
为更好地服务党和国家工作大局，落实建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业战略，充分发挥电网在能源汇集、传输和转换利用中的枢纽作用，推动电网加快向能源互联网转型，国家电网践行央企“六个力量”，立足国家能源转型战略和新能源产业发展，顺应能源革命和数字革命相容并进的大趋势，创新建设国网新能源云，构建“横向协同，纵向贯通”和“全环节、全贯通、全覆盖、全生态、全场景”的新能源开放服务体系，打造状态全面感知、信息高效处理、应用便捷灵活的新能源数字经济平台，为我国新能源的高质量发展提供坚强保障。
一是创新建设新能源云平台。以建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业战略为指引，聚焦市场化、透明度、高效率，凝聚各方共识，按照PDCA全面质量管理理念研究设计了环境承载、资源分布、规划计划、厂商用户、电源企业、电网服务、用电客户、电价补贴、供需预测、储能服务、消纳计算、技术咨询、法规政策、辅助决策、大数据服务15 个功能子平台，完成新能源云PC端、手机APP一期应用功能开发和应用部署，努力打造中国特色国际领先的新能源数字经济平台，服务和推动我国新能源行业高质量发展。目前，完成新能源云在27家省公司的应用部署，组建完成总部层级新能源运营服务公司和首家省级新能源云运营服务公司，接入新能源场站180万余座、3.8亿千瓦，服务各类企业9000余家，带动产业链上下游共同发展。
二是组织开展新能源云深化应用。研究提出促进新能源云深化应用重点工作举措，通过线上办理新能源接网等业务，加快推进新能源领域的新基建，助力新能源产业链上下游共同发展。依托新能源云组织可再生能源发电企业开展可再生能源补贴项目申报，实现补贴项目清单线上申报、审核、公示、公布全流程一站式服务，便捷、高效、透明开展补贴目录申报和审核，目前已公布七批纳入补贴项目清单。依托新能源云开展线上消纳能力计算，经国家能源局复核，向社会公布2020年公司经营区风电、光伏发电新增消纳空间6850万千瓦，科学引导新能源开发布局。新能源企业通过新能源云外网PC、APP在线办理接网申请、在线查询业务办理进度，实现接网申请“一次也不跑”，2020年累计在线办理新能源接网申请262项，其中国网新疆、甘肃、黑龙江电力公司在疫情期间“不见面”完成了接入申请受理、接入方案评审和接入方案印发。
三是不断提升新能源云品牌影响力。新能源云作为国家电网数字新基建的重要建设内容，与华为、航天云网签署战略合作协议，参展第四届世界智能大会、十四届国际太阳能光伏智慧能源论坛。新能源云（新能源数字经济平台）获计算机软件著作权全部权利，依托新能源云申报的“工业互联网标识资源搜索系统”“工业互联网仿真验证平台”研究课题获批工信部2020年发展创新工程项目，为打造新能源工业互联网平台奠定重要基础。
未来展望
大力开发新能源是顺应时代发展和能源电力加速转型的需要，“十四五”期间新能源将进入平价上网和高质量发展的新阶段，作为促进新能源发展和消纳的关键环节，国家电网将认真贯彻党中央的精神和决策部署，与各方共同努力，采取更加有力的措施，推动新能源更大规模、更高质量发展，为实现二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和的目标贡献力量。
一是以“十四五”规划编制为契机，推动国家规划与地方规划、新能源规划与电网规划、常规电源规划、灵活性调节电源规划等的衔接，引导新能源有序发展。
二是落实可再生能源消纳保障机制，引导各类市场主体公平承担消纳可再生能源电力的责任，提升各省区优先消纳可再生能源积极性，推动完善可再生能源电力消费引领的长效发展机制。
三是推动完善促进新能源消纳市场机制，建立健全新能源参与市场交易和火电调峰等补偿机制，做好优先发电保障和市场化消纳的衔接，加快推动各省级电力现货市场建设，鼓励新能源发电参与现货市场，完善电力需求响应政策，提高负荷资源的灵活性和响应规模。
四是加快推进“新能源云”向“能源云”迭代升级，汇聚能源全产业链信息，在可再生能源信息监测基础上，以电力系统碳排放为抓手，实现各类能源信息监测，助力国家能源低碳转型，建成支撑服务“碳中和”的能源数字经济平台。
本文刊载于《中国电力企业管理》2020年12期
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