4月13日获悉，一季度国家电网公司新能源消纳和售电市场上表现突出，数据利好引人关注。

　　一季度，在新能源消纳领域，公司经营区新能源并网容量达到2.9亿千瓦，同比增长29.3%，发电量同比增长43.6%。弃风、弃光电量实现“双降”，同比减少52.5%、32.1%，弃风、弃光率同比分别下降11.2、6.1个百分点。同时，公司完成售电量1万亿千瓦时，同比增长12.3%。营业收入6043亿元，同比增长15.2%；利润232.6亿元，同比增加8.1亿元。公司经营指标总体较好。

　　数据利好，释放出公司经营局面稳定、各项改革举措见效的良好信号。得益于特高压电网建设、市场交易机制建立、电能替代推广等措施，公司实现一季度开门红。

　　通道+交易，挖掘新能源消纳潜能

　　一季度，公司加快清洁能源外送通道建设，特高压电网的延伸，为不断注入电力消纳市场的新能源打下输送通道基础，新能源蓬勃生长与消纳之难并存的现象得到缓解。

　　“以酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程为例，通过在送受端电网安装调相机等措施，进一步提高外送功率，电网外送消纳的瓶颈被打通了。”国网能源研究院有限公司新能源与统计研究所副所长谢国辉说。此外，扎鲁特—青州±800千伏特高压直流工程在设计之初，东北地区的风电资源送出就是重要的考量因素。随着扎鲁特送端500千伏配套工程全面完成，工程输送能力大幅提升，实现了风电等清洁能源资源在更大范围内的优化配置，促进了东北地区风电消纳。

　　省间通道断面的疏解也是新能源消纳的推动因素之一。在新疆、青海、甘肃三省（区）交界处，“挤”着上网的新能源电量汇聚于一个名叫鱼卡的小乡村，形成了一个制约西北地区新能源消纳的通道断面——“四鱼断面”。公司大力优化“四鱼断面”运行控制方案，提升新能源输电能力60万千瓦，省内的通道断面得到疏通与缓解，促进了新能源的输送与消纳。此外，公司大力改造陕北、青海海西送出稳控系统，分别提升新能源外送能力70万千瓦和30万千瓦，并通过统筹协调控制策略，提升甘肃河西及青海海西新能源送出能力15万千瓦。

　　不断成熟的电力市场化交易，也是今年一季度新能源消纳水平大幅提高的利器。一季度，新能源省间交易不断扩大，累计完成新能源跨省跨区交易电量188.94亿千瓦时，同比增长65.22%。其中，新能源跨区现货交易外送电量28.69亿千瓦时，同比增长113%。同时，一季度还组织开展新能源参与省内大用户直供交易电量共计28.19亿千瓦时，同比增长89.55%。自备电厂开展发电权替代等市场化交易的力度增大，规模相较去年同期增长较多，从另一方面挖掘了新能源的消纳空间。

　　从电源上看，政策利好是今年一季度新能源消纳情况良好的原因之一。谢国辉表示，从2017年3月至今，吉林、甘肃、新疆、黑龙江等新能源消纳困难省（区）几乎没有新增风电，风电装机与去年同期基本持平，从源头上为新能源消纳腾出了有效空间。而这得益于去年2月17日国家能源局出台的《关于发布2017年度风电投资监测预警结果的通知》，其中明确要求内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兵团）等省（区）为风电开发建设红色预警区域，不得核准建设新的风电项目，要采取有效措施着力解决弃风问题。

　　其实早在2016年起，国家能源局就陆续分批下达火电灵活性改造试点项目的通知，要求挖掘燃煤机组调峰潜力，提升火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力。截至今年一季度底，我国“三北”地区共完成改造项目17个，总容量1150万千瓦，远超去年全年918万千瓦的改造量。调峰困难这块短板被补上，彻底实现“一次能源可储、二次能源可控”。

　　从更宏观的层面看，今年1~2月，我国用电量增速创5年新高。一季度，“三北”地区用电量迅猛增长，全社会用电量总计达12764.98亿千瓦时。总体上看，负荷增大、需求增加，为新能源输送与消纳带来了利好。

　　多措并举，积极拓展售电市场

　　一季度，公司售电量比计划高出7.28个百分点，好于预期。增速较去年同期上升超过了5个百分点，为近7年来同期最高。其中，第一、二、三产业和居民售电量同比分别增长20.79%、8.5%、16.96%和18.69%，分别拉动公司售电量增长0.2、5.07、3.44和3.57个百分点。分区域看，华北、华东、华中、东北、西北和西南区域售电量同比分别增长10.07%、12.07%、13.57%、10.91%、15.10%和15.77%，增速总体均衡，西北、西南稍快。

　　电力是经济发展的晴雨表，从全国一季度用电量成绩单来看，经济指标总体向好的趋势较明显，是公司售电量增速提升的原因之一。同时，电能替代大幅增长、工业用电保持较快增长，也是公司一季度售电量获得开门红的重要原因。

　　今年1月份气温较常年偏低，北方地区煤改电工程发挥成效，采暖负荷大幅增长。根据国网营销部的统计数据，公司各单位一季度推广电能替代项目1万余个，实施替代电量438.62亿千瓦时，完成年度计划的34%，比时间进度快9个百分点，其中清洁取暖、工业电锅炉领域分别完成替代电量35、34亿千瓦时，替代效果明显。

　　另一个售电增速超过预期的主要原因，是工业生产平稳，用电保持较快增长。“一季度，我国用电量呈现四大特点，一是工业用电快速增长，是全社会用电增长的最主要拉动因素；二是所有省份用电量均实现正增长；三是新兴产业用电保持增长势头。四是化工、钢铁、建材、有色四大高耗能行业用电增速有所回落。”国家发改委相关负责人表示。

　　根据国网发展部的分析，从公司售电结构看，一季度大工业电量同比增长8.0%，保持稳定增长；居民、商业电量同比分别增长19.7%和16.6%，高于公司平均增速7.4和4.3个百分点。

　　第二产业增速趋稳的同时，第三产业、居民售电量大幅增长，其中公司电采暖新增电量36亿千瓦时，拉高公司售电量增长0.4个百分点。一季度，公司传统市场稳步扩大，27家省级电力公司全部完成市场化售电结算模块优化上线，市场服务功能进一步完善。同时，新兴市场加速拓展，省综合能源服务公司组建，新建充电桩等，都是促进售电量增长的有力举措。