內蒙古推進電力市場化改革 風電納入多邊交易市場

今年上半年，內蒙古電力公司(蒙西電網)新能源多項運行數據創歷史新高：5月5日風電單日發電量接近2億千瓦時，占當日全網發電量的33.4%。;5月12日新能源最大發電出力1186.2萬千瓦，佔全網實時出力的47.38%。4月16日風電單日發電量達到1.9412億千瓦時，占當日全網發電量的33.45%(佔全網總供電量的43.38%);4月17日風電最大發電電力達到1038.2萬千瓦，佔全網實時出力的42.02%。這一系列創紀錄表現的背景是什麼?是否意味著找到了緩解「棄風棄光」的新路徑?或是表明在現有條件下改善新能源消納仍有較大空間?日前，記者對內蒙古電力公司相關負責人進行了採訪。

既有特定背景又離不開電網努力

記者獲得的數據顯示，今年1-5月，蒙西電網風電發電量141.66億千瓦時，同比增加3.7%，棄風電量29.95億千瓦時，棄風率17.5%。光伏發電量37.09億千瓦時，棄光電量1.95億千瓦時，棄光率5%。

近年來，蒙西電網棄風、棄光問題一直存在，但新能源消納總量逐年增加也是事實。特別是今年四五月間，風電消納的創紀錄表現引起了業內廣泛關注。

內蒙古電力公司調控中心主任侯佑華日前接受記者採訪時表示：「必須承認四五月間風電的創紀錄表現是在特定時期、特定風況的共同作用下產生的，但離不開內蒙古電力公司在新能源消納方面所做的努力，蒙西電網多年來的風電運行經驗表明，認真研究風電運行規律，挖掘自身消納潛力，積極尋求政策支持，改善新能源消納仍有空間。」

侯佑華稱，「棄風」問題是一個全局性問題，受多方面因素影響，如電網調峰能力、網架結構約束及電網承載能力等，需要政府、電網及風電企業從自身角度出發，共同努力來減少「棄風」。

蒙西電網現有新能源裝機達到2100萬千瓦，近十年年均裝機增長20%以上，對電網承載能力形成了較大挑戰。

內蒙古電力公司相關負責人表示，蒙西電網新能源裝機爆炸式增長，既有國家政策支持、地方政府利益驅使的因素，也有各新能源投資方推波助瀾的影響，是多方共同作用產生的後果。政府為拉動地方經濟，積極爭取新能源項目，各新能源建設企業為了搶資源拚命上項目，導致新能源裝機容量超過電網的承載能力，產生了「棄風棄光」現象。另一方面，電網的規劃建設周期長，無法滿足新能源項目的快速增長，致使電網網架約束逐漸增多，被迫「棄風棄光」。

「上述問題可以通過技術手段解決一部分，但要根本上解決棄風棄光問題，需要國家、地方政府、電網公司及新能源投資方共同努力，積極從自身角度出發，審視目前的運行發展現狀，統籌各方利益，提出一套切實可行的解決方案。」該負責人稱。

技術、管理多維度可挖潛

「棄風棄光」問題是一個全局性問題，既有技術因素也有體制和利益博弈因素。蒙西電網的經驗表明，雖然面臨各種制約因素，但電網方面通過發揮自身主動性，仍能在現有條件下改善新能源消納情況。

內蒙古電力公司調控中心副主任朱長勝介紹說，從2007年開始，蒙西電網風電大規模併網運行，通過對近10年蒙西電網風電運行規律的分析，基本上掌握了網內風電運行特性;光伏作為近年來快速發展的新能源，其發電規律性也很強，基本上可以準確預測。在此基礎上，蒙西電網通過合理安排火電機組開機方式、充分發揮網內水電等快速調節電源的功效、最大限度發揮大電網網間互濟作用、研究開發新能源自動發電控制系統等手段，化解網內新能源的波動性。

「為保持新能源運行發展的領先水平，蒙西電網近年來在新能源科研方面加大投資，部分科研成果如『內蒙古電網風功率超短期預測系統的開發應用』、『基於風火優化的風電自動發電控制系統』等研究課題達到國內領先水平。」朱長勝說，「建設投運了國內首套新能源技術支持系統，通過在實際運行中的不斷完善，目前該系統已成為具備集新能源發電監視、發電功率預測、風電光伏的自動發電控制(風光AGC)、自動電壓控制(AVC)、棄風電量統計、運行數據統計等功能於一體的綜合性系統，為蒙西電網的新能源接納水平的提高奠定了技術基礎。」

隨著可再生能源併網規模的持續增加，可再生能源已由電網補充電源升級為電網主力電源，如何保證火電、抽蓄與可再生能源協調運行，促進可再生能源最大化消納是建立智能電力運行調度體系一大課題。

侯佑華告訴記者，蒙西電網開展風光火蓄聯合優化運行可行性研究，研究風光火蓄互濟系統電源協調運行機理，確定四種電源聯合優化運行的基本模式。在此基礎上開發了一套風光火蓄智能調度運行決策系統，實現網內風、光、火、水等電源聯合優化運行，提高了系統的經濟性、環保性和安全性。

除了積極研究新能源消納技術外，蒙西電網還通過不斷的建設、改造，使電網新能源結構性受阻情況得到緩解，提高了電網對新能源的送出能力。

內蒙古電力公司相關負責人表示，受國家產業結構調整、國內經濟增速放緩等因素影響，中東部省份目前並不缺電。但我們應該用發展的眼光看問題，從長遠來說，「西電東送」及目前的多條特高壓輸電通道規划具有戰略意義，也能夠起到能源輸送作用。

「新能源固有的間歇性、波動性無法滿足受端電網的穩定電力供應需求，需要建設一批火電配合新能源打捆送出，以保證受端市場的穩定電力供應。至於火電及新能源的容量建設比例需要開展詳細研究，從多種角度論證，得到科學合理比例，從而既能保證穩定電力輸出，又能保證新能源的發電利用小時數。」內蒙古電力公司調控中心處長傅瑞斌稱。

朱長勝告訴記者，目前，國家正在推廣地區微電網示範項目，在微電網內建設智能的監控系統、新能源電站、儲能設備及靈活的需求側管理系統是完全可以做到由新能源全部供電的。如果把新能源消納放到更大的平台如區域電網去統籌消納，也是可以做到只送新能源，但這個區域電網應該足夠大，能夠承受新能源的間歇性和波動性。

此外，通過實施精細化管理，加強日常調度運行管理，充分發揮網內有限的水電資源，將新能源納入蒙西電網多邊交易市場等手段，也在一定程度上提高了蒙西電網網內新能源的消納水平。

探尋市場化消納機制

近年來，蒙西網內風電企業的發電小時較為穩定，年平均發電小時數維持在1900小時以上。不過，受多種因素影響，風電企業不得不降價參與市場競爭，與火電爭取更大的發電空間，今年雖然部分風電企業發電量與往年持平，但利潤水平有所下降。

「將風電納入多邊交易市場，利用風電邊際成本電價低的優勢提高其發電利用小時數;開展風電替代自備電廠發電交易試點工作，通過大風期間自備電廠降低機組出力，棄風風電場增加發電出力並給予自備企業電價補償的市場機制，提高了蒙西電網風電接納能力。」內蒙古電力公司相關負責人表示。

據了解，目前，蒙西電網風電參與交易採用固定電價方式，沒有有效反映供求關係，風電場的市場參與度不夠，無法通過策略性的報價為企業爭取更多的發電利潤。傅瑞斌認為，今後，如何推進電力市場化改革，開展電力現貨交易，豐富市場參與者的交易品種是一道難題。

以前國家在新能源項目審批方面存在「重投資、輕運行」的問題，發展建設新能源項目積極性很高，但對於新能源項目投產後的運行情況關注不夠。最近兩年國家層面的新能源政策轉向比較明顯，隨著新能源裝機的不斷增加，棄風、棄光現象愈發嚴重，國家能源主管部門已經意識到新能源運行的問題，開始著手解決棄風、棄光問題。特別是今年年初，國家能源局下發了《關於發布2017年度風電投資監測預警結果的通知》明確將包括內蒙古在內的6省市列為風電開發建設紅色預警區域，不得受理新增風電併網申請。該預警文件相當於給新能源投資建設加了剎車系統，也給各級地方政府提了醒，如果新能源發電小時上不去，新能源開發建設項目停批。

為了從源頭抑制不合理投資，避免新增「棄風」問題，蒙西電網也加大信息公開力度，讓網內風電投資企業能實時掌握蒙西電網風電運行現狀，引導其理性投資。

根據蒙西電網的「十三五」規劃，到2020年，風電限電率控制在15%、光伏發電限電率控制在6%，可再生能源上網電量佔全社會用電量的比例達到20%;風電發電小時數不低於2000小時，光伏發電小時數不低於1500小時。

侯佑華告訴記者，為了進一步提高蒙西電網新能源消納水平，未來還將在四個方面著力：一是繼續發揮市場作用，通過市場競爭解決可再生能源消納問題;二是加強電網建設，通過電網改造建設解決網內部分區域新能源送出網架約束問題;三是挖掘自身潛力，通過對網內火電、抽蓄機組的科學管理，提高電網的調峰能力;四是積極尋求大電網支援，將網內新能源放到華北區域進行統籌消納。（《中國能源報》張子瑞）

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