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(五)促进风电消纳的市场和各类电源协调运行机制尚不健全
一是市场机制问题。当前以发电计划电量为基础的电力运行管理模式下,电力系统内各类不同的发电资源,特别是火电机组因风电发电数量的增加而带来的利益冲突,无法通过合理的体制安排得以疏导;系统的调峰能力,无法通过辅助服务价格等市场手段实现最优配置;计划电量的刚性约束与风电发展的系统灵活性需求之间的矛盾无从化解;导致风电运行受阻现象越发严重。
二是各类电源协调运行机制问题。由于缺乏以市场配置资源的政策环境和管理手段,节能发电调度没有全面推行,发电资源间的竞争体现在计划指标的分配,难以合理评估对节能减排战略的贡献,以节能降耗、减排为指标的考核工作无法落实到位,风电等新能源的优势不能完全体现。
四、监管意见
(一)进一步加强风电电源、电网统一规划
根据能源发展总体规划,结合区域资源情况,综合考虑区域及省(区)电网消纳风电能力、负荷特性、电网及其他电源规划,制定统一的风电规划。风电规划阶段,坚持电网规划与风电发展规划相结合原则,高度重视配套电网规划和论证,保证风电送出和消纳;坚持集中开发与分布式发展相结合,在开发建设大型风电基地同时,积极建设中小型风电项目接入配电网就地消纳;积极开展电网调峰和风电消纳能力研究,通过规划抽水蓄能、燃气发电等调峰、调频电源,改善区域电源结构,促进风电与其他电源的协
调发展,满足风电发电大规模并网运行的需要。
国家风电开发“十二五”第一批和第二批拟核准计划项目已相继公布,两批项目在“十二五”全部投产后,2015 年全国风电装机将超过1 亿千瓦。建议进一步完善和落实“三北”地区风电基地跨省区输电规划方案及调频调峰电源配套方案,与风电基地同步建设。
(二)加快风电项目、输电工程的配套核准、建设
进一步加快风电富集地区送出通道建设,改善现有网架结构,加强省间、区域间的电网联络线建设,提高电网输送能力和消纳能力。在考虑市场消纳能力和确保电网安全运行的前提下,科学安排风电资源开发时序及建设进度,风电项目开发与电网工程同步规划、同步核准、同步投产,充分考虑项目建设周期差异,保证风电项目与送出工程、输变电项目的协调推进,避免投资浪费和弃风损失。加强风电项目核准管理,坚持先落实电网接入条件、完成接入系统评审、获得接入电网意见函后再核准的管理程序。
(三)进一步加强和优化风力发电调度工作
科学合理安排电网运行方式,做好发电计划安排,优先调度风电;协调电网之间的调度运行方案,力争实现更长时间范围内的开机方式优化,形成科学的开停机计划、备用计划,全面提升电力系统消纳风电的能力。深入推进建立风电功率预测系统和风电场运行监控系统建设,提高风电调度运行的精细化水平。充分利用风电场十五分钟、小时、日出力预测曲线,为电网调度部门科学精细化调度提供参考依据。加大跨省区调峰调度,挖掘系统调峰能力,加强火电机组运行管理,深入挖掘火电机组调峰潜力,实时测
算火电调节空间,鼓励火电参与深度调峰。
(四)建立灵活的市场机制,协调风电与传统能源矛盾
推进变革当前以发电计划电量为基础的电力运行管理模式,落实节能发电调度办法,完善辅助服务补偿机制,在省内或区域范围内建立风电场对深度调峰火电企业的补偿机制,鼓励火电企业为风电低谷消纳进行深度调峰,解决计划电量的刚性约束与风电发展的系统灵活性需求之间的矛盾以及电力系统内各类不同的发电资源之间的利益冲突。发挥市场在优化配置资源中的灵活作用,推进风火互补发电权交易。
(五)多措并举,发展负荷,改善负荷特性
严格执行峰谷电价,加强风电富集地区需求侧管理,改善系统负荷特性;推进产业结构调整,发展和培育中西部地区负荷,促进风电就地消纳。在东北地区积极开展冬季低谷期风电供热、风电热泵等扩大风电消纳的示范项目,拓展当地风电的利用方式。利用智能电网技术,积极开展各类试验示范。在西北、华北适宜地区,开展以分散式风电及储能设施等为主、电网为辅的微型电网运行示范,创新风电就地消纳的模式。
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