甘肅酒泉風電基地。

　　2017年，國家電網公司通過中長期交易、現貨交易、調峰輔助服務交易等市場化機制，有效緩了新能源消納矛盾，取得新能源發(fā)電量和占比“雙升”、棄電量和棄電率“雙降”的優(yōu)異成績。
　　2017年12月28日的遼寧省法庫縣，天氣格外寒冷。在法庫臥牛石風電場，潔白的風葉隨著微風輕輕轉動，映襯在通透的藍天下，尤顯靈動。
　　“以往，每年棄風電量有3億千瓦時左右，都浪費了。但今年一、四季度供暖期的數據，就明顯要好很多。”遼寧龍源法庫臥牛石風電場總經理盛曉明說。
　　截至2017年年底，我國可再生能源發(fā)電裝機容量達到約6.56億千瓦，風電、太陽能發(fā)電裝機和核電在建規(guī)模穩(wěn)居世界第一。我國風電、太陽能發(fā)電裝機集中分布在“三北”偏遠地區(qū)。此前，由于就地消納空間有限、系統調峰能力不足和跨省區(qū)消納機制不健全等因素制約，棄風、棄光問題嚴重。
　　2017年以來，國家電網公司貫徹習近平總書記關于“積極發(fā)展清潔能源，推動形成綠色發(fā)展方式和生活方式”的重要指示，通過中長期交易、現貨交易、調峰輔助服務交易等市場化機制，充分發(fā)揮特高壓電網優(yōu)勢，盡全力擴大新能源消納空間，努力緩解消納矛盾，取得新能源發(fā)電量和占比“雙升”、棄電量和棄電率“雙降”的優(yōu)異成績。
　　跨省區(qū)現貨交易 為新能源消納找到“新大陸”
　　甘肅是我國新能源產業(yè)大省，風電、光伏發(fā)電裝機分別位居全國第二和第一。目前，甘肅電網新能源裝機總量達2066萬千瓦，但甘肅電網最大用電負荷只有1468萬千瓦，新能源消納異常困難。
　　裝機20.1萬千瓦的中節(jié)能昌西第三風電場于2012年建成投運，運行近五年來，棄風限電一直比較嚴重。談到風電消納，場長王偉說：“短期和超短期時段的預測，咱們已經可以做得很精準了�，F在的問題是怎么把這些預測準確的電量及時送出去，這是我們風電企業(yè)面臨的最大的挑戰(zhàn)。”
　　2017年年初，專門針對棄風、棄光電量的富余可再生能源跨省區(qū)現貨交易正式啟動，甘肅省內227家新能源發(fā)電場站全部獲得入市交易資格。王偉的難題有了解決方案。
　　“風電場的富余電力通過系統報送到現貨平臺，電力公司根據我們申報的富余電力，和省外的需求方匹配。我們風電場根據校核成交之后的電量增加發(fā)電，就把這部分富余的電量送出去了。”王偉指著電腦屏幕說。
　　王偉說，電網企業(yè)千方百計促進新能源消納，他們場的發(fā)電量同比增長了39%，增加的電量中有90%約4300萬千瓦時是通過參加跨省區(qū)現貨交易實現的。“通過參加現貨交易，棄風電量大大降低，企業(yè)經營狀況也大有好轉。”
　　和風力發(fā)電一樣，光伏發(fā)電的出力同樣是中長期預測困難，但可在短期和超短期準確預測。
　　“我們可以把每天預測的富余電量申報到省調的現貨交易平臺上，跟需求方匹配成交后，便能實現增發(fā)。”華電集團甘肅公司安全生產部副主任劉和介紹，2017年以來，他所在的發(fā)電企業(yè)通過現貨交易平臺多發(fā)電量近1000萬千瓦時，占他們今年總增發(fā)電量的40%。
　　建設遠距離輸電工程可為新能源大范圍配置提供保障，但風電、光伏發(fā)電等新能源發(fā)電因為功率隨機波動，當前的技術無法實現中長期精準預測，難以參與跨省區(qū)中長期交易，因而影響電量消納。通過日前和日內的現貨交易，便能很好地解決新能源的消納問題。
　　據國網甘肅省電力公司調控中心調度處處長伏歲林介紹，2017年甘肅的新能源發(fā)電量同比增長27.75%，棄風棄光電量同比減少19.26%，通過跨省區(qū)現貨交易消納的新能源電量為28.19億千瓦時，占新能源增發(fā)電量的50%。
　　電力現貨交易充分體現了買賣主體自主參與、自主決策的特點，實現市場對資源的配置作用，化解了傳統電量交易無法體現新能源隨機波動特性的矛盾，有效促進了新能源消納，成為中長期交易的一種重要補充。同時，現貨交易還推動新能源發(fā)電側技術的提升。伏歲林說，為增強市場競爭力，甘肅的新能源電站紛紛采取多種措施開展技術創(chuàng)新和改造，提高風電、光伏發(fā)電功率預測精度，“他們發(fā)電電量申報得越精準，競價收益就越可觀。”
　　火電為新能源讓路 棄風電力得到利用
　　我國東北地區(qū)火電裝機容量多、供熱機組比例高，冬季火電供熱運行時，為保證供熱品質，機組最小技術出力提高，導致系統調峰能力縮減、風電消納困難。
　　為此，國家電網公司在該地區(qū)建設電力調峰輔助服務市場，使深度調峰的發(fā)電機組得到市場化定價的經濟補償，以價格信號激勵發(fā)電企業(yè)在系統調峰困難時主動減發(fā)，為其他電源騰出消納空間。
　　在東北電力調峰輔助服務市場中，由于系統調峰異常困難，不能深度調峰的火電廠向提供深度調峰服務的火電廠支付了大量的補償金。這種收支變化，推動東北火電企業(yè)轉變觀念，將電力調峰視為未來一項重要的收益來源，積極開展靈活性改造。
　　“通過技術改造，今年我們廠上網的最低出力同比壓降了20%，相當于讓出全省發(fā)電量的1/15。2017年僅11月就少發(fā)電3500萬千瓦時。”遼寧調兵山煤矸石發(fā)電有限責任公司董事長兼黨委書記程榮新在談到調峰輔助服務市場機制時說，“雖然少發(fā)了電，但因為給新能源發(fā)電讓出空間，少發(fā)的這部分電從國家電網調峰輔助服務市場的機制中獲得補償，平均價格達到0.5元/千瓦時。綜合下來，我們比原來發(fā)電時的效益還要好。”
　　目前，東北地區(qū)約89%的火電廠主動要求進一步調峰，以規(guī)避支付調峰補償金；這其中77%的火電廠還通過參與深度調峰獲得經濟補償，有力緩解了調峰困難，為風電讓出了消納空間。
　　“以往每逢供暖期，火電最小技術出力大幅提高，系統調峰困難，我們廠只能被迫參與調峰。”遼寧龍源法庫臥牛石風電場總經理盛曉明說，“2016年棄風率在14%，少限電、少棄風是風電場最大的希望。2017年的棄風率下降至4%左右，這主要是因為輔助服務市場政策出臺后，火電調峰的積極性增高了。”
　　據了解，該廠今年售電比去年同期提高203小時，相當于多發(fā)電1000萬千瓦時，扣除補償，相當于增加了365萬元的收入。
　　“有了輔助服務市場后，火電廠主動減少發(fā)電出力。”遼寧龍源法庫臥牛石風電場總經理盛曉明說，“棄風電力的上網電價低于風電正常發(fā)電時的電價。我們將這部分棄風電力發(fā)出來，相當于原來賣不掉的東西現在可以打折出售了，我們還是獲利的。”
　　統計表示，東北電力調峰輔助服務市場機制運營以來，全網調用有償調峰服務38.88億千瓦時，有償調峰服務平均價格0.428元/千瓦時；補償火電應急啟停調峰93臺次。同期，東北全網風電受益電量共計131.80億千瓦時，折合風電為每千瓦時受益電量分攤約0.036元。
　　通過東北電網及各省級調度單位的通力配合、合理調用，各調峰資源得到有效利用，截至2017年11月底，遼寧電網的棄風率降到5.85%，吉林電網棄風率降到17.54%，黑龍江電網棄風率降到11.04%，蒙東電網棄風率降到12.26%，紅沿河核電實現冬季3臺機組共計3345兆瓦的滿出力運行。
　　據東北調控分中心副主任李群介紹，調峰輔助服務市場是一個各方共贏的市場機制。電網企業(yè)通過搭建輔助服務平臺，吸引各方參與，新能源發(fā)電企業(yè)減少棄風棄光電量，增加了收入，火電企業(yè)雖然減少發(fā)電量，但通過獲得輔助服務的補償也增加收入，終端用戶則可以使用到更多的新能源電力，促進綠色發(fā)展。
　　通過跨省區(qū)現貨交易和調峰輔助服務市場等新機制，公司探索出一條通過市場化消納清潔能源的新途徑，有效促進了新能源消納，為清潔能源在更大范圍內優(yōu)化配置積累了寶貴經驗。
　　“綠水青山就是金山銀山”，奉獻清潔能源是國家電網的責任。面對新能源消納的嚴峻形勢，任務艱巨，公司正在持續(xù)發(fā)力。
　　信息來源：國家電網報