公司透露，2018年，我国新能源发电持续快速增长，累计装机容量首次超过水电，同比增长22%，占全国发电总装机比重的20%，12个省份新能源装机容量占比超过20%。新能源发电利用水平持续提高，发电量同比增长28%，占总发电量比例同比提高1.5 个百分点，10 个省份新能源发电量占本省总发电量的比例超过10%。其中，该公司经营区新能源弃电量同比下降35%，弃电率同比降低5.2 个百分点，该成绩的取得离不开制定并落实6个方面22项重点措施。

其中，加大电网建设力度功不可没。据介绍，2018年，公司建设投资4889亿元，重点持续加强新能源并网和送出工程建设，建成新能源并网及送出线路5430 公里，满足了506 个新能源发电项目并网和省内输送的需要：建设世界电压等级最高、送电距离最远的准东-皖南±1100千伏特高压直流输电工程和±800千伏上海庙-临沂直流输电工程，新增输电能力2200万千瓦；省内输电工程包括新疆准北输变电及配套、蒙东兴安-扎鲁特、青海月海柴串补等15项重点工程，提升新能源外送能力350万千瓦。

目前，公司已形成大规模交直流互联格局，截至2018年底，跨区输电总能力达9342万千瓦，较2017年提升767万千瓦；跨省输电能力进一步提升至1.15亿千瓦，较2017年提升2097万千瓦，新能源大范围资源优化配置能力进一步提升。

市场化交易扩大新能源消纳空间

与之前相比，两年来，公司积极推动电改，进一步扩大新能源交易市场，健全省间交易制度，创新交易品种，有力促进了新能源消纳。其中，2018年，该公司积极组织省间交易，完成交易电量713亿千瓦时，同比增长45%。同时，持续扩大跨区富余新能源现货交易规模，完成现货交易电量69.61亿千瓦时。

如甘肃的弃风弃光率在2016年达到最高，其中弃风率达43%，全国最高。在省内消纳空间有限的情况下，为了缓解新能源弃风弃光矛盾，甘肃省公司不断开拓市场，开展跨省区中长期外送、现货交易；挖掘省内潜力，开展新能源与自备电厂发电权替代、省内大用户及增量用户的直接交易，新能源市场化消纳成效显著，2017年市场化消纳比例达48.4%，2018年达59.34%。

“2018年甘肃省内售电量879.3亿千瓦时，同比增长11.44%，跨区跨省外送电量324.98亿千瓦时，同比增长60%。”甘肃电力相关人士介绍。事实证明，在市场化交易等措施的有力推动下，甘肃连续两年弃电率下降均超过10%，其中2018年弃风率下降13.8个百分点，弃光率下降10.47个百分点，弃电率下降13.19个百分点。2019年，甘肃电力将采取多项措施，力争弃风、弃光率分别下降至10%和8%以内。

此外，公司还开展6个省内电力现货市场试点工作，其中甘肃、山西已于12月27日启动试运行，山东、浙江、福建、四川已编制完成市场建设方案。

“全国一盘棋”统一优先调度

“2018 年，公司持续提升电网平衡调节能力：挖掘火电调峰潜力，推动火电灵活性改造3217万千瓦，同比增长2.5倍，增加消纳新能源电量27亿千瓦时；推广调峰辅助服务市场试点，‘三北’地区调峰辅助服务市场增加消纳新能源电量189亿千瓦时。”国调中心相关负责人介绍。

其中，西北电网形成国内首创的“虚拟储能+水电丰枯双向参与+深调电量替代”的调峰辅助服务市场模式，东北电网率先倡导并通过辅助服务市场的经济杠杆推动了东北地区火电企业灵活性改造。

同时，公司公司探索开展需求侧响应，利用市场手段调用需求侧资源，消纳低谷时段新能源电量；最大限度利用抽水蓄能电站，平均利用小时数2659小时，增加消纳新能源电量311亿千瓦时。

此外，公司还创建电网安全与新能源消纳统筹协调机制，建立新能源受限分级预警机制，促进新能源消纳多级调度协同快速响应；加强省间电网调峰互济，多消纳新能源264亿、29亿、6.6亿千瓦时；完善区域和跨区旋转备用共享机制，开展新能源发电出力纳入电力电量平衡研究，打破分省备用模式，充分利用跨省调节资源，充分利用各区域电网负荷特性差异，建立跨区备用共享机制等。