随着可再生能源并网规模的持续增加，可再生能源已由电网补充电源升级为电网主力电源，如何保证火电、抽蓄与可再生能源协调运行，促进可再生能源最大化消纳是建立智能电力运行调度体系一大课题。
侯佑华告诉记者，蒙西电网开展风光火蓄联合优化运行可行性研究，研究风光火蓄互济系统电源协调运行机理，确定四种电源联合优化运行的基本模式。在此基础上开发了一套风光火蓄智能调度运行决策系统，实现网内风、光、火、水等电源联合优化运行，提高了系统的经济性、环保性和安全性。
除了积极研究新能源消纳技术外，蒙西电网还通过不断的建设、改造，使电网新能源结构性受阻情况得到缓解，提高了电网对新能源的送出能力。
内蒙古电力公司相关负责人表示，受国家产业结构调整、国内经济增速放缓等因素影响，中东部省份目前并不缺电。但我们应该用发展的眼光看问题，从长远来说，“西电东送”及目前的多条特高压输电通道规划具有战略意义，也能够起到能源输送作用。
“新能源固有的间歇性、波动性无法满足受端电网的稳定电力供应需求，需要建设一批火电配合新能源打捆送出，以保证受端市场的稳定电力供应。至于火电及新能源的容量建设比例需要开展详细研究，从多种角度论证，得到科学合理比例，从而既能保证稳定电力输出，又能保证新能源的发电利用小时数。”内蒙古电力公司调控中心处长傅瑞斌称。
朱长胜告诉记者，目前，国家正在推广地区微电网示范项目，在微电网内建设智能的监控系统、新能源电站、储能设备及灵活的需求侧管理系统是完全可以做到由新能源全部供电的。如果把新能源消纳放到更大的平台如区域电网去统筹消纳，也是可以做到只送新能源，但这个区域电网应该足够大，能够承受新能源的间歇性和波动性。
此外，通过实施精细化管理，加强日常调度运行管理，充分发挥网内有限的水电资源，将新能源纳入蒙西电网多边交易市场等手段，也在一定程度上提高了蒙西电网网内新能源的消纳水平。
探寻市场化消纳机制
近年来，蒙西网内风电企业的发电小时较为稳定，年平均发电小时数维持在1900小时以上。不过，受多种因素影响，风电企业不得不降价参与市场竞争，与火电争取更大的发电空间，今年虽然部分风电企业发电量与往年持平，但利润水平有所下降。
“将风电纳入多边交易市场，利用风电边际成本电价低的优势提高其发电利用小时数；开展风电替代自备电厂发电交易试点工作，通过大风期间自备电厂降低机组出力，弃风风电场增加发电出力并给予自备企业电价补偿的市场机制，提高了蒙西电网风电接纳能力。”内蒙古电力公司相关负责人表示。
据了解，目前，蒙西电网风电参与交易采用固定电价方式，没有有效反映供求关系，风电场的市场参与度不够，无法通过策略性的报价为企业争取更多的发电利润。傅瑞斌认为，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一道难题。
以前国家在新能源项目审批方面存在“重投资、轻运行”的问题，发展建设新能源项目积极性很高，但对于新能源项目投产后的运行情况关注不够。最近两年国家层面的新能源政策转向比较明显，随着新能源装机的不断增加，弃风、弃光现象愈发严重，国家能源主管部门已经意识到新能源运行的问题，开始着手解决弃风、弃光问题。特别是今年年初，国家能源局下发了《关于发布2017年度风电投资监测预警结果的通知》明确将包括内蒙古在内的6省市列为风电开发建设红色预警区域，不得受理新增风电并网申请。该预警文件相当于给新能源投资建设加了刹车系统，也给各级地方政府提了醒，如果新能源发电小时上不去，新能源开发建设项目停批。
为了从源头抑制不合理投资，避免新增“弃风”问题，蒙西电网也加大信息公开力度，让网内风电投资企业能实时掌握蒙西电网风电运行现状，引导其理性投资。
根据蒙西电网的“十三五”规划，到2020年，风电限电率控制在15%、光伏发电限电率控制在6%，可再生能源上网电量占全社会用电量的比例达到20%；风电发电小时数不低于2000小时，光伏发电小时数不低于1500小时。
侯佑华告诉记者，为了进一步提高蒙西电网新能源消纳水平，未来还将在四个方面着力：一是继续发挥市场作用，通过市场竞争解决可再生能源消纳问题；二是加强电网建设，通过电网改造建设解决网内部分区域新能源送出网架约束问题；三是挖掘自身潜力，通过对网内火电、抽蓄机组的科学管理，提高电网的调峰能力；四是积极寻求大电网支援，将网内新能源放到华北区域进行统筹消纳。
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