专家建议：
要完善新型主体参与电力市场的方式机制，通过电源侧、电网侧、需求侧、储能侧等方面提升电力系统的灵活调节能力，适应大规模新能源并网的要求。
要重新完善乃至重塑现行的电力市场。
“西北地区风能、太阳能资源富集，近年来新能源装机呈现跨越式增长”，“西北电网新能源装机及发电量占比处全国区域电网前列”，“今年西北电网新能源总装机规模将超火电，成为西北全网第一大电源”。这是记者在近日召开的“西北新能源高比例发展研讨会”上听到的专家声音。
与会专家认为，在碳达峰碳中和目标指引下，西北地区新能源将进入大规模快速发展和高比例并网阶段。新能源高速发展，给消纳带来巨大压力，急需不断完善电力市场。
今年，新能源将成
西北电网第一大电源
数据显示，截至2021年底，西北电网新能源装机占比高达42%，发电量占比达21%，远超新能源装机占比27%和发电量占比12%的全国平均水平，且已超过欧盟同期水平。2022年，西北电网新能源单日最大发电量占比达35%、瞬时最大出力占比达48%，均创历史新高。其中，青海省新能源发电出力占比更是达到了惊人的79%，比当时全省用电负荷高出4%。
西安交通大学教授李更丰表示，在碳达峰碳中和目标以及风光大基地规划建设的新形势下，西北电网新能源占比将进一步提高。预计2022年新能源总装机将超火电，成为西北地区第一大电源，西北电网也将因此成为全国新能源装机第一的区域电网，建成我国首个区域新型电力系统；预计到2025年，新能源装机将达2亿千瓦，占比将超50%，成为西北电网主体电源，电力系统将先于社会面率先实现碳达峰。2030年，西北电网新能源装机将超过3.5亿千瓦。
同时，记者从研讨会上获悉，根据现有增速推测，西北电网新能源发电量占比将于2025年超过1/4，2030年超过1/3，并于2045年达到50%。
新能源利用率
“五连升”面临逆转
李更丰告诉记者，2016—2021年，西北电网已实现弃风弃光率五连降以及新能源装机和发电量五连升。但是，随着新能源的急速发展，“五连升”势头预计2022年将可能停止。比如，今年5月，甘肃省弃风率攀升至18.3%，青海省弃光率上升至16.3%，这些情况说明西北地区新能源大发展给电网带来了持续增长的消纳压力。
业内专家认为，随着规模超1亿千瓦、以沙漠、戈壁、荒漠为主的大型风电光伏基地项目的陆续投产，西北地区的新能源电力消纳压力将越来越大。
在李更丰看来，制约西北地区新能源消纳的因素较为复杂。其中，主因是电力电量平衡受阻与安全稳定受阻，分别体现为断面受阻和调峰受阻。其中，断面受阻主要是指输送通道容量有限，西北电网内部网架结构为东西走向长链型结构，发电与负荷中心在地理上分布不均；调峰受阻主要是指系统调峰容量有限，近年来的数据显示，西北电网晚高峰时电力缺口持续增大，日间调峰能力严重不足。
电力规划设计总院副总工程师王霁雪表示，目前，西北电网既是直流落点和外送省份最多的区域电网，也是我国第一大送端和电力资源输出区域级电网。多个送端地区出现多个特高压直流，支撑电源和当地网架高度复杂。比如，陕北地区已纳规和已建成的通道都集中在延安、榆林等区域，而这些地区的新能源电源较为零散，为保障电网安全稳定，当地又重造了一张小电网。“目前较为紧迫的任务是，如何提早谋划，实现存量与增量线路之间的协同，以及新能源的支撑电源与电网通道之间的协同。”
现行电力市场规则
力不从心
随着西北电网新能源装机比例的持续增大，电力系统同时面临着保供与消纳压力。此外，西北地区的市场主体多元且复杂，各类市场主体利益错综交织，“搭便车”现象明显。
对此，李更丰建议，要完善新型主体参与电力市场的方式机制，通过电源侧、电网侧、需求侧、储能侧等方面提升电力系统的灵活调节能力，适应大规模新能源并网的要求。同时，在遵循市场规则的前提下，明确独立储能、需求响应、分布式光伏等新兴主体进入市场的方式及其独立市场主体的地位，通过价格机制合理有效地解决消纳问题，促进新型市场主体充分发展。
国网西北分部专家陈天恩表示，新能源电量渗透率从20%升至40%时，电网将面临更严峻的挑战。“在此背景下，已有的峰谷价差和辅助服务机制会显得力不从心，难以引导源网荷储协同运营，价格引导投资信号衰减，需要重新完善乃至重塑现行的电力市场。
此外，业内专家还建议，可通过跨省调峰增加区域互济空间，发挥跨区域调节能力，支撑送端的新能源发展，调动受端资源对提升送端电网灵活性的作用。从负荷特性来看，宁夏、甘肃、青海的最高负荷出现在冬季，陕西的最高负荷出现在夏季，各省（区）之间在季节上存在互补性。
