风电纳入经济调度

王伟胜介绍，“三北”地区新能源调度问题集中在风火矛盾上，要根据预测和机组最小出率进行调度优化。

“未来火电机组仍是主要调峰电源，电网调度多实行电量平均分配，但新能源的间歇性、不可控性、不可预测性使火电机组利用小时数受到影响。火电机组参加调峰越多，利用小时数和发电效率降低越多，并增加了设备磨损，发电厂回避调峰在所难免。北方地区尤为典型，占比极高的热电机组实际供热能力远超供热需求。”电力规划设计总院副总工程师黄晓莉在会上表示。

据统计，热电机组平均年利用小时比常规机组平均高一千小时，大量热电机组提高占比给电厂带来利润的同时，也严重影响系统调峰灵活性。

“应建立调峰补偿机制，加强对调峰能力的实时监测和监管，推动火电机组深度调峰能力，鼓励热电、核电、自备电厂参与调峰。”黄晓莉进一步说，“拿抽水蓄能电站来说，目前没有电价机制，因此直接占了电网一部分利润，严重影响了电网公司对抽水蓄能电站的建设和调用，应建立抽水蓄能电站的鼓励建设机制。”

黄晓莉指出，我国提出了对可再生能源全额保障性收购，但全额保障性收购不意味着不能弃风，合理弃风可以充分利用电网消纳能力，据测算，如果允许5%的弃风时间，风电装机容量和发电量均可提高30%。

“此外，落实全额保障性收购和消纳风电应该落实于电力生产全过程，要从发电指标分配、运行方式安排等环节进行考核和监管，同时加强风功率预测精度。”黄晓莉进一步说，“目前补贴总额能够支持我国目前的规划目标，补偿额度可支撑新能源发电量占比20%到30%。但目前补贴机制还有待完善，补贴使新能源上网电价与火电机组持平，但未能体现新能源上网优势，造成调度新能源只是徒增电网成本。

“综上，重点应从新能源发电量占比、规划协调调度、配额制、热电能力及补偿机制、优先调度等方面使风电经济调度。”黄晓莉建议。