1
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
2

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
3

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。
4

（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
5

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。
6

（二）特高压直流近区风电高穿问题凸显。锡盟特高压配套
的700万千瓦风电预计将于2020年投产。在出现换相失败后，
锡盟送端将发生过电压问题，导致风机机端电压大幅升高，严重
工况下风机机端电压将超过1.5倍的额定电压值。但现有国家标
准GB/T 19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》仅要求
风机具备1.1倍的耐压能力。锡盟特高压配套风机如果按照现行
标准并网，在出现换相失败等故障时，风机机端将出现严重过电
压，导致风机设备损坏。
（三）电网呈现调峰一日两难局面。京津唐电网集中式和分
布式光伏总容量已达705万千瓦，在午间光伏大发时段造成电
网调峰困难。叠加风电出力后，网内火电机组发电将降至后夜低
谷水平，电网调峰呈现一日两难局面。
四、工作建议
（一）恳请政府有关部门给予大力支持，协调山东电网参与
华北电力调峰辅助服务市场。经过前期的市场模拟运行和调试，
XX电网中包括山东电网在内的各省网均已具备参与华北辅助服
务市场的技术条件，华北电力调峰辅助服务市场即将开始正式运
行。山东电网与华北主网风资源具有互补性，网架联系紧密，相
互支援能力强，同时山东电网也需要XX电网帮助消纳新能源。
经了解，山东能监办不同意山东电网参与华北电力调峰辅助服务
市场，恳请政府有关部门给予大力支持，协调山东电网参与华北
电力调峰辅助服务市场。