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探寻市场化消纳机制
近年来,蒙西网内风电企业的发电小时较为稳定,年平均发电小时数维持在1900小时以上。不过,受多种因素影响,风电企业不得不降价参与市场竞争,与火电争取更大的发电空间,今年虽然部分风电企业发电量与往年持平,但利润水平有所下降。
“将风电纳入多边交易市场,利用风电边际成本电价低的优势提高其发电利用小时数;开展风电替代自备电厂发电交易试点工作,通过大风期间自备电厂降低机组出力,弃风风电场增加发电出力并给予自备企业电价补偿的市场机制,提高了蒙西电网风电接纳能力。”内蒙古电力公司相关负责人表示。
据了解,目前,蒙西电网风电参与交易采用固定电价方式,没有有效反映供求关系,风电场的市场参与度不够,无法通过策略性的报价为企业争取更多的发电利润。傅瑞斌认为,今后,如何推进电力市场化改革,开展电力现货交易,丰富市场参与者的交易品种是一道难题。
以前国家在新能源项目审批方面存在“重投资、轻运行”的问题,发展建设新能源项目积极性很高,但对于新能源项目投产后的运行情况关注不够。最近两年国家层面的新能源政策转向比较明显,随着新能源装机的不断增加,弃风、弃光现象愈发严重,国家能源主管部门已经意识到新能源运行的问题,开始着手解决弃风、弃光问题。
特别是今年年初,国家能源局下发了《关于发布2017年度风电投资监测预警结果的通知》明确将包括内蒙古在内的6省市列为风电开发建设红色预警区域,不得受理新增风电并网申请。该预警文件相当于给新能源投资建设加了刹车系统,也给各级地方政府提了醒,如果新能源发电小时上不去,新能源开发建设项目停批。
为了从源头抑制不合理投资,避免新增“弃风”问题,蒙西电网也加大信息公开力度,让网内风电投资企业能实时掌握蒙西电网风电运行现状,引导其理性投资。
根据蒙西电网的“十三五”规划,到2020年,风电限电率控制在15%、光伏发电限电率控制在6%,可再生能源上网电量占全社会用电量的比例达到20%;风电发电小时数不低于2000小时,光伏发电小时数不低于1500小时。
侯佑华告诉记者,为了进一步提高蒙西电网新能源消纳水平,未来还将在四个方面着力:一是继续发挥市场作用,通过市场竞争解决可再生能源消纳问题;二是加强电网建设,通过电网改造建设解决网内部分区域新能源送出网架约束问题;三是挖掘自身潜力,通过对网内火电、抽蓄机组的科学管理,提高电网的调峰能力;四是积极寻求大电网支援,将网内新能源放到华北区域进行统筹消纳。
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