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。