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1、技术方面 “技术方面”以西南水电和西北新能源的消纳为例，说明输送通道和调节能力是可再生能源外送消纳的关键制约因素。 1.1调节能力差和外送通道不足制约西南水电消纳 作为我国西电东送的重要水电基地，川滇两省的水电相当一部分需要通过外送至中、东部负荷中心消纳，但电网和电源建设缺乏统筹协调，外送通道建设滞后，现有外送能力不能满足外送需求，加剧了弃水问题。 例如，云南“金中直流”工程原规划在2013年底投产，送电容量300万千瓦，每年可向广西送电约140亿千瓦时，但由于诸多因素影响，该工程到2013年10月才获得国家核准，三年后才建成投运，严重影响云南水电外送。云南“十二五”以来发电装机容量净增4837 万千瓦，而外送通道输电能力提升1860万千瓦，考虑到同期最高用电负荷提高仅700万千瓦后，外送通道输电能力的增加明显小于发电装机供应能力的增加，远不能满足电力外送需求。 再如，四川“十二五”规划水电外送能力达到3150万千瓦。实际操作中，雅中-武汉特高压输变电工程经工程院评估后，将交流方案修改为直流方案，之后又几经周折，终于在2018年9月确定为雅中-江西特高压直流工程。截至2015年年底，四川在外送通道上初步形成了“四直四交”格局，输电能力2850万千瓦（日常电力潮流安排最高2500万千瓦）。四川“十二五”以来发电装机容量净增4781万千瓦，而外送通道输电能力提升2160万千瓦，考虑到同期最高用电负荷提高近1300万千瓦后，外送通道输送能力仍不能满足外送需求。 西南水电调节性能总体较差，具有多年调节性能的水电站数量占比较低，在江河来水周期性、季节性影响下，水电群出力在年内分布极不均匀，结构性矛盾突出，也是造成弃水的重要因素。 截至“十二五”期末，云南发电装机中，水电装机占比达到72%左右，其中有2100万千瓦左右的中小水电站仅具备周调节能力或为无调节能力的径流式水电，占水电总装机容量比重超过三分之一，而具备年调节能力的仅有小湾、糯扎渡等少数水电站。四川水电装机中，具有季以上调节能力的水电装机也仅占水电总装机的三分之一。云南、四川水电装机占比高，且无调节能力的水电装机占比也很高、龙头水库建设普遍滞后的电源结构，决定了当地的库容电站以及燃煤机组的总调峰能力不足，汛期外送通道全天满送的情况下，负荷低谷时段水电弃水调峰无法完全避免，导致弃水出现。 1.2外送和调峰能力制约“十三五”期间西北地区新能源消纳 西北能监局发布的一份行业监管报告[1]指出：远距离大容量输电能力不足和调峰能力不足将是制约西北区域新能源消纳的关键因素。评估结果显示，2020年西北区域各省（区）依然会存在较为严重的弃风弃光。如表 2所示，甘肃和新疆即使考虑了新建直流工程以利于新能源外送消纳，弃风弃光率预计仍将超过20%，消纳压力较大。 表 2 – 西北区域各省（区）新能源消纳情况模拟结果对比
西北区域弃风弃光的两大主要原因为系统调峰能力不足和传输容量受限。如表 3所示，随着西北区域电源电网的发展，两大原因对弃风弃光的影响占比正在发生变化。2015年调峰能力不足已是西北电网弃风弃光的主导因素，但新能源传输容量受限问题依然不容忽视。2020年对于西北大部分省份来说，传输容量受限的导致弃风弃光占比已经很小，而调峰能力不足问题将会越来越严重。 表 3 - 西北区域各省（区）弃风弃光原因模拟结果对比
随着西北区域各省（区）网架不断加强，新能源装机不断增加，调峰能力不足将成为限制西北区域各省（区）新能源消纳的主要因素。宁夏电网和甘肃电网在供热期间调节能力较弱；新疆自备电厂占比很大，在自备电厂不参与调峰的情况下，难以为新能源消纳留出足够的空间；同时，青海、陕西电网在水电大发期间，也可能面临调峰问题。
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