2017年，国家电网公司通过中长期交易、现货交易、调峰辅助服务交易等市场化机制，有效缓了新能源消纳矛盾，取得新能源发电量和占比“双升”、弃电量和弃电率“双降”的优异成绩。

　　2017年12月28日的辽宁省法库县，天气格外寒冷。在法库卧牛石风电场，洁白的风叶随着微风轻轻转动，映衬在通透的蓝天下，尤显灵动。

　　“以往，每年弃风电量有3亿千瓦时左右，都浪费了。但今年一、四季度供暖期的数据，就明显要好很多。”辽宁龙源法库卧牛石风电场总经理盛晓明说。

　　截至2017年年底，我国可再生能源发电装机容量达到约6.56亿千瓦，风电、太阳能发电装机和核电在建规模稳居世界第一。我国风电、太阳能发电装机集中分布在“三北”偏远地区。此前，由于就地消纳空间有限、系统调峰能力不足和跨省区消纳机制不健全等因素制约，弃风、弃光问题严重。

　　2017年以来，国家电网公司贯彻习近平总书记关于“积极发展清洁能源，推动形成绿色发展方式和生活方式”的重要指示，通过中长期交易、现货交易、调峰辅助服务交易等市场化机制，充分发挥特高压电网优势，尽全力扩大新能源消纳空间，努力缓解消纳矛盾，取得新能源发电量和占比“双升”、弃电量和弃电率“双降”的优异成绩。

　　跨省区现货交易 为新能源消纳找到“新大陆”

　　甘肃是我国新能源产业大省，风电、光伏发电装机分别位居全国第二和第一。目前，甘肃电网新能源装机总量达2066万千瓦，但甘肃电网最大用电负荷只有1468万千瓦，新能源消纳异常困难。

　　装机20.1万千瓦的中节能昌西第三风电场于2012年建成投运，运行近五年来，弃风限电一直比较严重。谈到风电消纳，场长王伟说：“短期和超短期时段的预测，咱们已经可以做得很精准了。现在的问题是怎么把这些预测准确的电量及时送出去，这是我们风电企业面临的最大的挑战。”

　　2017年年初，专门针对弃风、弃光电量的富余可再生能源跨省区现货交易正式启动，甘肃省内227家新能源发电场站全部获得入市交易资格。王伟的难题有了解决方案。

　　“风电场的富余电力通过系统报送到现货平台，电力公司根据我们申报的富余电力，和省外的需求方匹配。我们风电场根据校核成交之后的电量增加发电，就把这部分富余的电量送出去了。”王伟指着电脑屏幕说。

　　王伟说，电网企业千方百计促进新能源消纳，他们场的发电量同比增长了39%，增加的电量中有90%约4300万千瓦时是通过参加跨省区现货交易实现的。“通过参加现货交易，弃风电量大大降低，企业经营状况也大有好转。”

　　和风力发电一样，光伏发电的出力同样是中长期预测困难，但可在短期和超短期准确预测。

　　“我们可以把每天预测的富余电量申报到省调的现货交易平台上，跟需求方匹配成交后，便能实现增发。”华电集团甘肃公司安全生产部副主任刘和介绍，2017年以来，他所在的发电企业通过现货交易平台多发电量近1000万千瓦时，占他们今年总增发电量的40%。

　　建设远距离输电工程可为新能源大范围配置提供保障，但风电、光伏发电等新能源发电因为功率随机波动，当前的技术无法实现中长期精准预测，难以参与跨省区中长期交易，因而影响电量消纳。通过日前和日内的现货交易，便能很好地解决新能源的消纳问题。

　　据国网甘肃省电力公司调控中心调度处处长伏岁林介绍，2017年甘肃的新能源发电量同比增长27.75%，弃风弃光电量同比减少19.26%，通过跨省区现货交易消纳的新能源电量为28.19亿千瓦时，占新能源增发电量的50%。

　　电力现货交易充分体现了买卖主体自主参与、自主决策的特点，实现市场对资源的配置作用，化解了传统电量交易无法体现新能源随机波动特性的矛盾，有效促进了新能源消纳，成为中长期交易的一种重要补充。同时，现货交易还推动新能源发电侧技术的提升。伏岁林说，为增强市场竞争力，甘肃的新能源电站纷纷采取多种措施开展技术创新和改造，提高风电、光伏发电功率预测精度，“他们发电电量申报得越精准，竞价收益就越可观。”

　　火电为新能源让路 弃风电力得到利用

　　我国东北地区火电装机容量多、供热机组比例高，冬季火电供热运行时，为保证供热品质，机组最小技术出力提高，导致系统调峰能力缩减、风电消纳困难。

　　为此，国家电网公司在该地区建设电力调峰辅助服务市场，使深度调峰的发电机组得到市场化定价的经济补偿，以价格信号激励发电企业在系统调峰困难时主动减发，为其他电源腾出消纳空间。

　　在东北电力调峰辅助服务市场中，由于系统调峰异常困难，不能深度调峰的火电厂向提供深度调峰服务的火电厂支付了大量的补偿金。这种收支变化，推动东北火电企业转变观念，将电力调峰视为未来一项重要的收益来源，积极开展灵活性改造。

　　“通过技术改造，今年我们厂上网的最低出力同比压降了20%，相当于让出全省发电量的1/15。2017年仅11月就少发电3500万千瓦时。”辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司董事长兼党委书记程荣新在谈到调峰辅助服务市场机制时说，“虽然少发了电，但因为给新能源发电让出空间，少发的这部分电从国家电网调峰辅助服务市场的机制中获得补偿，平均价格达到0.5元/千瓦时。综合下来，我们比原来发电时的效益还要好。”

　　目前，东北地区约89%的火电厂主动要求进一步调峰，以规避支付调峰补偿金；这其中77%的火电厂还通过参与深度调峰获得经济补偿，有力缓解了调峰困难，为风电让出了消纳空间。

　　“以往每逢供暖期，火电最小技术出力大幅提高，系统调峰困难，我们厂只能被迫参与调峰。”辽宁龙源法库卧牛石风电场总经理盛晓明说，“2016年弃风率在14%，少限电、少弃风是风电场最大的希望。2017年的弃风率下降至4%左右，这主要是因为辅助服务市场政策出台后，火电调峰的积极性增高了。”

　　据了解，该厂今年售电比去年同期提高203小时，相当于多发电1000万千瓦时，扣除补偿，相当于增加了365万元的收入。

　　“有了辅助服务市场后，火电厂主动减少发电出力。”辽宁龙源法库卧牛石风电场总经理盛晓明说，“弃风电力的上网电价低于风电正常发电时的电价。我们将这部分弃风电力发出来，相当于原来卖不掉的东西现在可以打折出售了，我们还是获利的。”

　　统计表示，东北电力调峰辅助服务市场机制运营以来，全网调用有偿调峰服务38.88亿千瓦时，支付补偿费用16.63亿元，有偿调峰服务平均价格0.428元/千瓦时；补偿火电应急启停调峰93台次，补偿金额10670万元。同期，东北全网风电受益电量共计131.80亿千瓦时，承担分摊费用4.79亿元，折合风电为每千瓦时受益电量分摊约0.036元。

　　通过东北电网及各省级调度单位的通力配合、合理调用，各调峰资源得到有效利用，截至2017年11月底，辽宁电网的弃风率降到5.85%，吉林电网弃风率降到17.54%，黑龙江电网弃风率降到11.04%，蒙东电网弃风率降到12.26%，红沿河核电实现冬季3台机组共计3345兆瓦的满出力运行。

　　据东北调控分中心副主任李群介绍，调峰辅助服务市场是一个各方共赢的市场机制。电网企业通过搭建辅助服务平台，吸引各方参与，新能源发电企业减少弃风弃光电量，增加了收入，火电企业虽然减少发电量，但通过获得辅助服务的补偿也增加收入，终端用户则可以使用到更多的新能源电力，促进绿色发展。

　　通过跨省区现货交易和调峰辅助服务市场等新机制，公司探索出一条通过市场化消纳清洁能源的新途径，有效促进了新能源消纳，为清洁能源在更大范围内优化配置积累了宝贵经验。

　　“绿水青山就是金山银山”，奉献清洁能源是国家电网的责任。面对新能源消纳的严峻形势，任务艰巨，公司正在持续发力。