國家能源局日前公布的《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》（以下簡稱“《指導意見》”）明確，要加強電網接入和市場消納條件落實，發揮跨省跨區特高壓輸電通道消納可再生能源的作用。在健全風電、光伏發電建設規模管理機制方面，國家能源局對各省（區、市）能源主管部門報送的年度實施方案和相關條件進行核實，按照當年電網企業承諾的電力送出和消納條件最終確定各省（區、市）當年新增建設規模。

風光發電規模要以電網出具的電力消納能力意見為前提

近日，冀北地區部分光伏發電項目不能在6月30日前并網的事件在業界引起了關注。對此，國家電網公司向記者提供了國家發改委、國家能源局制定發布的文件并指出，根據《國家發展改革委、國家能源局關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》，國家已經明確了未達到最低保障收購年利用小時數的省（區、市），不得新建風電、光伏電站項目。其中，要求冀北地區2016年保障性收購利用小時數為1400小時。但根據《國家能源局關于2016年度全國可再生能源電力發展監測評價的通報》（國能新能[2017]97號文），冀北地區2016年光伏發電年利用小時數僅為1382小時，沒有達到規定的光伏發電最低保障收購年利用小時數，因此并不符合并網要求。

此次發布的《指導意見》進一步明確，各省（區、市）能源主管部門要把落實可再生能源電力送出消納作為安排本區域可再生能源電力建設規模及布局的基本前提條件。各省級電網公司應對年度新增建設規模的接網條件和消納方案進行研究，并出具電力消納意見。集中式風電和光伏發電的年度規模確定及分配都要以省級電網企業承諾投資建設電力送出工程和出具的電力系統消納能力意見為前提。

《指導意見》還要求，對大型水電、風電、光伏發電基地，所在省（區、市）能源主管部門及市（縣）級地方政府能源主管部門首先要落實電力消納市場。所發電量本地消納的基地，有關省級能源主管部門要會同地方政府和省級電網企業明確電力消納機制和保障措施；所發電量跨省跨區消納的基地，要符合國家能源和電力相關發展規劃，送受端省級政府及電網企業要協商達成送受電協議、輸電及消納方案。

特高壓按規劃送可再生能源需多方協作

《指導意見》指出，發揮跨省跨區特高壓輸電通道消納可再生能源的作用。對國家能源局已明確可再生能源電量比重指標的特高壓輸電通道，按已明確的指標進行考核；對未明確指標的特高壓輸電通道由有關監管機構對其進行一年為周期的監測，確定可再生能源電量比重指標及通道利用指標。水能、風能、太陽能資源富集地區后續規劃新建的特高壓輸電通道均應明確輸送可再生能源電量比重指標，以輸送水電為主的特高壓輸電通道應明確通道利用率指標。

實踐證明，我國特高壓在推動可再生能源大規模外送消納方面正發揮著越來越重要的作用。如在輸送水電方面，今年夏季是向家壩-上海、錦屏-蘇南、溪洛渡-浙西三條±800千伏特高壓直流輸電工程汛期滿功率運行的第4年，在助力西南水電大規模外送的同時，保障了華東負荷中心的用電需求。

當然，部分特高壓項目滿功率運行、輸送可再生能源還受限于相關因素。據了解，由于風電、太陽能發電等波動性、間歇性特點，需搭配一定比例的火電才能保證電網安全穩定運行，然而，由于相關配套電源投產滯后等原因致使部分特高壓項目未按規劃滿功率運行。

今年6月22日，酒泉-湖南±800千伏特高壓直流輸電工程投運，這是我國首條大規模輸送新能源的特高壓直流輸電工程。國家能源局《關于支持甘肅省創建新能源綜合示范區的復函》中明確要求，確保酒泉-湖南特高壓直流工程年輸送新能源電量占比40%以上。“由于送端配套電源未投產、今年湖南水電大發等因素影響，酒湖特高壓的送電水平未達設計的最大輸電能力，但依然對甘肅河西地區及新疆的新能源消納發揮了作用。”國網相關人士介紹。

內蒙古電力外送相關特高壓項目也面臨類似問題。蒙西-天津南1000千伏特高壓交流工程以及錫盟-泰州、上海廟-山東±800千伏特高壓直流工程旨在將內蒙古電力送往華北、華東負荷中心。按照相關規劃，錫盟特高壓交直流外送工程輸電總容量1760萬千瓦，配套火電730萬千瓦、風電700萬千瓦，2017-2019年才能陸續投產，這些配套電源明顯滯后電網工程1-3年，使得特高壓通道能力難以充分發揮。

同時，特高壓“強直弱交”問題突出，尤其是東中部受端電網建設滯后，承接大規模直流能力不足，制約了直流輸電能力發揮。此外，我國電力市場機制不健全、跨區電力交易存在省間壁壘，以及隨著我國經濟進入新常態，用電需求增長放緩，部分受端省份接受區外來電不積極等，也影響了電網通道輸送能力。

原標題:消納風光，通道尚“欠飽”