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。
原标题:新能源消纳的“蒙西经验”
