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特定条件下的纪录
“今年的来风情况不好，较往年整体下降了10% 以上。”内蒙古电力集团公司电力调度中心主任侯佑华告诉《风能》杂志记者，事实上，早在3 月份该公司就想进行这样的尝试，在做了大量的分析工作后，4 月中旬创下了新能源瞬时电力比重的新极值。
数据显示，4 月16 日，内蒙古电网（蒙西电网）新能源单日发电量超过2 亿千瓦时，新能源最大电力达到1156 万千瓦，占比达到全网实时发电出力的46.77%，其中风电最大发电负荷突破1000 万千瓦，达到1038 万千瓦，最大占比达到全网实时出力的42.02%。
为何会在这一时段进行这样的尝试？据内蒙古电力相关负责人介绍，主要有两个方面的原因，随着供热期的结束，火电机组的运行安排方式可以更灵活一些，为消纳新能源提供空间。另外，春季正好是内蒙古地区来风较好的季节，为风电大发提供了条件。
业内有观点认为，瞬时电力甚至是较短的一段时间内，新能源的比重达到50% 对于电网并非是一件很难的事情，只要有足够的火电开机容量进行调峰即可，在较长时间段内实现新能源的高比例消纳才更有意义。
6 月17 日0 时至23 日24 时，在青海进行的另一次关于高比例可再生能源消纳的尝试也创造了一项新纪录。在168 个小时内，青海电网实现了全部可再生能源供电，其中水电为78.3%，剩余的 21.7% 则为新能源。
国家电网青海省电力公司副总经理韩悌表示，以全部清洁能源对一个省份连续7 天供电在全国尚属首次，对全国范围内促进清洁能源发展与消纳具有良好的示范作用。青海仅依靠光伏、风电和水电实现连续7 天清洁能源供电，意义更为重大，为真正100% 清洁能源供电。
国家可再生能源中心主任王仲颖认为，青海的做法在技术上完全没有问题，其中一个重要原因是电网本身的用电负荷比较小，试验过程中需要西北电网在周围其他省份调度和调峰上的配合。
清华大学电机系副主任鲁宗相接受《风能》记者采访时表达了他的观点：必须承认新能源的创纪录表现是在特定时期、特定地理条件等因素的共同作用下实现的，也离不开电网公司在新能源消纳方面所做的努力。
高比例带来的新挑战
内蒙古电力集团有限公司（蒙西电网）承担着内蒙古自治区西部八个盟市的供电任务，服务人口超过1380 万人，所辖区域内风电资源和太阳能资源非常丰富，也是我国最早开发新能源的地区之一。
数据显示，截至2016 年底，蒙西地区总装机容量为6400 万千瓦，其中火电为4020万千瓦，水电（含抽水蓄能电站）180 万千瓦，风电1616 万千瓦，光伏567 万千瓦。风电占全网发电装机容量的25%，新能源则占到了总装机总量的38%。
“近十年蒙西地区新能源装机年均增长都在20% 以上，已从之前常规火电机组的补充，变为仅次于火电的主力电源，其地位的大幅提升对传统的调度计划制定方式和保证电网的安全稳定运行提出了挑战和新要求。”内蒙古电力相关负责人说。
记者了解到，从2008 年蒙西电网风电大规模并网运行开始，内蒙古电力公司就以可观、可控、可预测为目标，经过8 年多的时间建立起了国内首个具有多项自主核心技术、引领行业发展的新能源调度技术支持系统。
“经过在实际运行中的不断完善，目前该系统已成为具备集新能源发电监视、发电功率预测、风电光伏的自动发电控制（风光AGC）、自动电压控制（AVC）、弃风电量统计、运行数据统计等功能于一体的综合系统，通过有效技术手段提高内蒙古电网的新能源接纳水平。”内蒙古电力调度中心副主任朱长胜全程负责并见证了这套体系的建成。
记者在该公司调度中心看到，蒙西地区每一台机组地区的风速、风向等风况信息及机组运行电压、电流、功率、频率等运行数据都可以实时在大屏幕上显示，系统对风电、光伏未来出力的预测曲线也可以完整呈现出来。
“当初我们做这套系统的时候，业内还有质疑声音，认为大电网的调度中心有必要控制每台风电机组吗？是否有些大材小用？”朱长胜介绍说，通过近10 年的运行，他们在对这些数据进行分析后，已经基本上掌握了网内风电、光伏发电的运行特征，加之与自治区气象局的密切配合，可以实现更精准预测，从而为化解网内新能源的波动性问题提供了重要支撑。
此外，该公司还确立了以“同区域、同类型机组发电利用小时数大体相当”为核心内容的“三公调度”原则，并加大信息公开，加强厂网之间的信息交互，以增强厂网之间的理解配合，得到了自治区政府、各风电企业及能监办等单位的肯定和认可。
“4 月16 日创下的纪录，其实是我们多年在推动新能源消纳方面所做的工作的一个具体体现，也是一个必然，从侧面印证了内蒙古电网具备了高水平、大规模运行管理风电的能力，今后也还要按照这样的思路去做。”朱长胜补充说，当时的网内调度除了抽水蓄能电站参与调峰外，火电是按照额定功率50% 进行的调峰，在没有达到火电调峰补偿的条件下，充分考虑了经济性的问题。
回顾蒙西电网的几次创纪录表现：2010年新能源出力首次突破全网发电出力的20%，2013 年达到30%，2015 年为33.88%，2016年这一数值则为38.34%。新能源接纳的上限究竟是多少？业界的讨论从未停止过。从新能源发展初期的10%、20%，再到当前的接近50%，理论的猜测不停在实践中被突破。
唯外送可破长期消纳难题
2016 年，蒙西电网风电年利用小时数为1967，比国家发展改革委、国家能源局规定的最低保障收购年利用小时数少37 小时。光伏发电年利用小时数为1476，差24 小时就完成了国家最低要求。也因此，内蒙古被列入了新能源项目的红色预警区，不得新建相关新能源项目。
“去年我们尽力了，最后的结果就差那一点点。” 侯佑华对于没有完成目标有些遗憾，“去年6 月份国家下达了新能源保障小时数的目标，而电网调度的目标往往是在年初安排的，所以时间上有个差。下半年我们也尽全力在消纳新能源，但随着11 月份内蒙古进入供暖期后，大规模消纳风电的客观条件已经不允许了。”
内蒙古电力相关负责人表示，内蒙古电网在消纳新能源方面一直走在各省区市前列，也是“三北”地区唯一没有出过大面积脱网事故而影响安全的电网，今年按照自治区政府的要求，力争完成国家规定的新能源消纳目标。
近年来，在新能源装机快速增加的背景下，内蒙古电网弃风、弃光问题一直存在，同时每年的新能源消纳量也增长较快。数据显示，2014 年，内蒙古电网新能源消纳量为258.4亿千瓦时、2015 年为289.7 亿千瓦时，2016年为361.7 亿千瓦时。按照2017 年国家新能源保障小时数推算，需消纳新能源电量430 亿千瓦时，增幅较大。
“2017 年上半年在风况并不是很理想的情况下，我们消纳的新能源电量已经超过200亿千瓦时，弃风率也下降到了16.3%，从这个角度来看我们所做的工作，还是有一些成效的。”内蒙古电力相关负责人介绍说。
新增电量的消纳空间在哪里？探其内因，记者分析发现，目前蒙西电网的外送通道为4条500 千伏线路与华北电网相连，多年来外送通道的平均利用率一直保持在70% 以上的较高水平，增幅不大。从内部看，蒙西电网供电量的13.13% 增幅为新能源消纳提供了更多空间，也反映了地区经济的企稳回升。
从火电机组利用小时数来看，近三年明显减少。2014 年为5351 小时，2015 年减少为4809 小时，2016 年进一步减少为4541 小时，在网内供电量增加的情况下，确实给新能源消纳让出了不少空间。
特别值得一提的是，蒙西电网在消纳新能源方面，还有着先天的劣势。“我们的电网结构被称为‘一字长蛇阵’，受制于特殊的地理结构，内蒙古电网十分狭长，从而导致受限断面非常多，500 千伏输电断面的数量甚至比整个华北电网还要多。” 内蒙古电力相关负责人告诉记者，特别是由于阴山山脉的横跨，导致了风电基地大都分布在山脉北侧，而火电和用电负荷大都位于山脉南侧，严重制约了新能源的上网消纳。
为此，内蒙古电力加大了电网投资力度，近年来陆续新建了500 千伏白音高勒变、察右中变、武川变、庆云变、定远营变，200 千伏乌后旗开闭站、文更变、白同开闭站、锡西开闭站等变电站及相关线路，并完成了对锡林郭勒的西苏地区、包头的百灵庙地区、巴彦淖尔的乌拉特后旗地区及阿拉善的贺兰山地区等新能源场站分布相对集中地区的线路切改，推动新能源上网消纳。
数据显示，2016 年内蒙古电力公司完成固定资产投资146.7 亿元，其中，输电网44.1亿元，配电网44.8 亿元。2017 年将安排投资175.6 亿元，其中，输电网50.4 亿元，配电网87.7 亿元。
“当地用电量的较高增速，推动了蒙西地区新能源的就地消纳，一旦用电量降下来，就很可能出现弃风弃光加剧的问题。”国家发展改革委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶认为，从长远来看，电力流的流向还是从“三北”地区流向中东部负荷区，因此推动蒙西地区电力外送才是解决方案。
对于蒙西电网而言，自然更需要大电网的支持，如果能在大范围内进行新能源的统筹消纳，自然是于各方有利的。但随着中东部地区受产业结构调整、经济增速放缓等因素的影响，相关省份受电积极性受到影响，成为了困扰当下的新问题。
“随着‘十三五’期间中东部地区也存在电力富裕的情况，新建大规模输电通道的利用率未必太高，若再需送端配套新建燃煤机组，可能会出现水多了加面，面多了加水，这对能源结构优化会产生负面效应。”电力规划设计总院相关专家表示，现在蒙西电网外送电主要到了京津唐地区，但近年来，随着冀北电网新能源装机比重的提高，也出现了消纳问题，平衡好二者之间的关系也是摆在当前的问题。
内蒙古电改早起早受益
“内蒙古电力体制改革起步早、力度大。当全国开始普遍推行新一轮电改时，内蒙古模式已经相对成熟，可谓早改早受益。”内蒙古自治区发展改革委相关负责人曾对媒体表示，蒙西电网是我国第一个省级电网输配电价改革试点，也是我国第一个按照“准许成本加准许收益”原则测算能够直接用于电力市场交易的省级电网独立输配电价。
据了解, 蒙西电网电力多边交易市场自2010 年4 月正式运行以来，电量成交额度、市场主体规模，购售双方交易频次和密度均大幅增长。“十二五”期间累计完成交易电量1395.6 亿千瓦时；2016 年蒙西电网实现交易电量765 亿千瓦时，占大工业用电量78% ；2017 年第一季度，蒙西电网电力多边交易累计交易电量223.69 亿千瓦时，占到大工业用电量87%，也在一定程度上激发了用电量的提升。
“内蒙古电力于2015 年试点风电交易，2016 年开始将风电纳入多边电力市场，在风电边际成本电价低于火电的情况下，风电发电利用小时数有一定提升。”内蒙古电力相关负责人告诉记者，他们还正在尝试风电与自备电厂发电交易试点工作，通过大风期间风电给予自备火电厂补偿的手段，建立自备电厂参与调峰的市场机制，提高电网调峰能力，减少网内风电弃风率。
数据显示，蒙西电网2016 年新能源上网电量301.9 亿千瓦时，交易电量31.18 亿千瓦时，公用火电上网电量1123.5 亿千瓦时，交易电量754.3 亿千瓦时；2017 年上半年新能源上网电量210.0 亿千瓦时，交易电量39.78亿千瓦时，公用火电上网电量584.9 亿千瓦时，交易电量420.25 亿千瓦时。
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩认为，弃风弃光限电的核心在于电力供应能力大于需求的情况下，如何确定发电优先次序。作为已建成的机组，让风电还是火电来发，应该是基于全社会效益最大化的标准。在我国电力市场尚未建立起来的情况下，给予风电合理收益的计划电量，保证风电发电调度优先权是可行的解决之策。
陶冶表示，新能源参与市场竞争，融入电力市场是大势所趋，既有其内在发展的需求，也有外在电力市场化改革的客观需求。在当前其价格不确定性有一定风险的情况下，给予一定计划性保障是必须的。
该公司相关负责人认为，目前蒙西电网风电参与交易采用固定电价方式，仍然没有有效反映供求关系，风电场的市场参与度依然不够。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下一步需要着重探索的。
30%电量占比或是高比例门槛
根据国家及内蒙古自治区政府“十三五”规划相关内容， 到2020 年, 蒙西电网可再生能源上网电量占全社会用电量的比重达到20%，且风电限电率控制在15%、光伏发电限电率控制在6% 以内。而2016 年蒙西地区风电占总发电量的比重为14.25%，这一数值虽然已走在各省市区前列，但距离目标仍有一定差距。
丹麦、德国等国家和地区在能源转型道路上取得的突破吸引了公众的目光，中国在应对气候变化及环境改善方面对能源转型的需求更加迫切，也因此确定了高比例可再生能源发展的这条道路。高比例可再生能源究竟有多高？长期以来，业内对此看法莫衷一是。
“我认为衡量高比例的指标，不能仅仅以新能源的装机量来衡量，更要发电量在总电量的比重来衡量，因为这代表着我们实实在在使用清洁能源的数量。”鲁宗相表达了他的看法。风电、光伏等新能源的一个重要特点就是容量大，电量小，这无法与传统大容量、利用率高的火电进行对比。如果要设定一个门槛的话，他认为新能源达到发电量的30% 应当算是高比例。
国家发展改革委能源研究所在《中国2050 高比例可再生能源发展情景暨路径研究》报告中提出，中国要完全实现能源生产和消费革命，到2050 年形成可再生能源为主的能源体系，可再生能源在能源消费中的比重要达到60% 以上、占总发电量的比重达到85% 以上。
“对于这一数据，业内也有一些质疑，中国可再生能源能不能达到这么高的比例？”陶冶表示，他们认为未来中国的高比例应当不仅仅是电这一种形式，冷热电等多形式的联供在未来也将发挥非常重要的作用，而且随着风能、太阳能利用等技术的进步，资源量也会滚动提高，他们对中国实现高比例可再生能源目标应当有信心。
“中国不太可能走欧美国家可再生能源分散式开发的道路，这是由中国资源禀赋特点决定的，我们一定是集中分散相结合的方式来实现，而且最后要实现全国的高比例，一定要靠‘三北’地区的极高比例来提升，问题的解决也一定要回到‘三北’地区来。”鲁宗相认为，丹麦、德国等一些国家在开发之初重点考虑了新能源与火电等传统电源的配合问题，而我们最初更多考虑是如何做大规模的问题，这些可以为未来解决弃风、弃光问题提供一些经验借鉴。
“因为弃风弃光，否定‘三北’地区新能源大规模开发是不正确的，这些开发降低了成本，并推动了产业规模的快速扩大，必须要肯定其价值。”陶冶补充道，未来中国高比例情景未必每个省都是高比例，而应当各省根据自身资源特点建立，要整体最优才是要实现的目标。
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