对电网公司来说，风电光伏的高速发展还必须有后备的电源作为依托。为保证电网的安全稳定性，必须要建能够调峰的火电。而河北省发改办的数据显示，张家口所处的冀北电网属于典型的受端电网，内部火电机组装机容量严重不足，超过40%的电力需要从区外送入。

　　

　　据国家电网有关人士介绍，目前新能源调峰最迫切的是火电灵活性改造。冀北地区气电成本高昂、经济性差；抽水蓄能电站建设规模不足、建设周期长，系统调峰能力跟不上调峰需求，调峰电源的缺乏直接导致电网调节能力不足。

　　

　　冀北地区能用于调峰的抽水蓄能电厂，只有河北省迁西县境内的潘家口水电站，有3台9万千瓦抽水蓄能机组，加上北京的十三陵抽水蓄能电厂，京津唐电网一共只有107万千瓦的抽水蓄能机组。

　　“现在，河北丰宁正开工建设丰宁（二期）抽水蓄能电站，装机容量180万千瓦，一期工程180万千瓦，规划容量360万千瓦，但是要到2022年机组才能投产。”上述人士表示，因为土木工程量大，抽水蓄能电站的建设周期比较长，一般是60到70个月以上，远水难解近渴。 

　　

　　除配套抽水蓄能进行调峰之外，张北柔直电网工程也可高效接入大量可再生能源。通过两端300万千瓦换流站汇集张北地区的风电，另一端150万千瓦换流站接入当地抽水蓄能，最终通过一端300万千瓦换流站接入北京电网，据悉建成之后每年可为北京地区提供26亿千瓦时的清洁能源，该工程于今年2月启动工程成套设计和初步设计。

　　

　　此外，在国家电网看来，解决弃电的出路在于修建特高压输电线路。

　　

　　在国网冀北电力公司发布的《全球能源互联网张家口创新示范区发展》提到1000千伏张北—南昌交流特高压规划，目前该规划正在进行核准。其计划远期配套建设尚义、康保、解放和白土窑4座特高压汇集站。将已建成的500千伏张北开关站升压为一座特高压汇集站，与华中电网相连，实现清洁能源在更大范围内统一平衡和消纳。

　　

　　但这一项目在业界有着很大争议，交流特高压线路的经济合理性一直受到质疑，对于项目核准，国家主管部门也较为谨慎。

　　

　　输送端正在建设，接受端的情况是否乐观？今年3月，北京关停了最后一家燃煤电厂，并提出适度压减本地燃气厂，其外受电比例将达70%。并配套了7条通道，外受电主要来自山西、蒙西、河北等地。目前，北京非水可再生能源电力消纳比重已经十分接近2020年目标，可能超额完成。国家能源局相关人士表示，北京已主动提出进一步加大对内蒙地区电力的消纳力度。而据电力企业相关人士介绍，出于北京的保电政治任务，北京新接纳的外受电中一大部分还是以火电为主，其中一部分将来自京能在内蒙的燃煤电厂基地。其官网资料显示，内蒙古上都发电有限责任公司、内蒙古上都第二发电有限责任公司作为向京津唐送电的北通道，对完善和稳定电网结构，增强向北京供电的经济性、可靠性具有重要意义，京能电力分别持股49%、26%。

　　

　　刺激本地用电需求可能与2020年能源总量上限的国家目标相违背，而外送通道和调峰设施建设还尚需时日。内消外送对于当下解决可再生能源消纳来说，似乎都未能解燃眉之急。

　　

　　经过对张家口的考察，保尔森基金会发现德国和美国德克萨斯州当年解决可再生能源并网所面临的问题和目前京津冀所面临的问题，不论是可再生能源发电中心与用电负荷中心的距离，还是可再生能源所占比率以及解决并网的压力，都极其相似。这两地曾经的可再生能源弃电率曾经也很高，却在5年内将可再生能源弃电率降至1%以下，他们是怎么做到的呢？

　　

　　基金会采访了德国能源署以及美国德州电力可靠委员会 (Electricity Reliability Council of Texas)，经过多方调研，他们发现为了提高可再生能源并网能力，两者都对输配电规划和投资政策作出重大调整。此外，他们还都对电力调度和市场规划作出了重大调整。

　　

　　这意味着，通过加快区域内可再生能源输电规划，在更广泛的区域内实现统一调度，推出电力现货市场，就能提高可再生能源并网率。

　　

　　2016年7月，保尔森基金会发布《风光无限，助力京津冀可再生能源的领军之旅》的报告，提出以建立电力区域市场的手段促进张家口地区的可再生能源消纳，实现京津冀区域的统一调度。报告指出，推广可再生能源，不应该再片面强调增加可再生能源装机容量，而应该关注解决可再生能源并网问题，以有效降低可再生能源弃电率。

　　

　　对于什么是合理的弃电率，保尔森基金会也作了具体界定。在调研中，他们发现德国与美国德州都不约而同地采用了3%作为弃风率的上限。而这也是出于输配线路经济因素的考量，因此允许舍弃一定比例的可再生能源，以便能够更广泛地利用并消纳可再生能源。

　　

　　Anders Hove解释道，“美国德州采取的做法是所有利益相关方坐在一起谈判，通过协调各方利益，包括妥协，最终大家商议得出3%的弃风率目标；德国的情形较为复杂，他们建立模型，模拟风电场运营，通过大量数据计算最终发现，当弃风率为3%时，输配电的投资回报最为经济。这两地的政策最后都允许一定比例的可再生能源弃电，而并非要求100%可再生能源全部上网，这些政策最终反而有效地降低了弃电率。这两地虽然在可再生能源占发电装机总量比率高于京津冀，但可再生能源弃电率远远低于京津冀地区。”

　　

　　在后来与国家能源局有关司局的交流中，保尔森基金会对合理弃风率设为3%的提法同样得到了能源局的认可。

　　

　　早在2013年，业内就已有针对合理弃电率的探讨，这一范围一度被认为是5%。2016年11月国家能源局召开的《电力发展“十三五”规划》新闻发布会中，国家能源局总工程师韩水曾表示，调峰能力的优化指标就是将当地的弃风、弃光率控制在合理水平，这一合理水平是力争控制在5%以内。适当地弃风弃光，消纳可再生能源发电量更大，支持风电、光伏取得更大规模的发展。这也是首次在公开会议上强调了合理弃风率的概念。 

　　

　　“德国与美国的德州相关机构并没有对合理的可再生能源弃电率进行沟通，但是却不约而同地得出了非常类似的结论，即设定一个合理的弃电率范围，从经济上以及各方利益的协调上，被证明是有意义的。而且这个合理范围也就在3%-5%之间。“莫争春认为对于合理弃电率的探讨实际上是殊途同归地寻求各利益相关方最佳的利益平衡点。

　　

　　除了呼吁建立现货市场，报告中同时强调加快可再生能源输配电项目的投资，建设专用输配线路，以及区域输电能力的提升要与可再生能源的增长保持一致。

　　

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