根据《可再生能源发展“十二五”规划》，到2015年，全国累计并网运行的风电装机容量要达到1亿千瓦，年发电量达到1900亿千瓦时。国家能源局的统计显示，截至2011年底，风电累计装机超过6200万千瓦，全国并网容量仅4500万千瓦；2011年度全国风电弃风限电总量超过100亿千瓦时，平均利用小时数大幅减少，个别省(区)的利用小时数已经下降到1600小时左右。
风电的间歇性、波动性以及为保证风电并网而采用的调峰手段，让本是清洁的风电遭到被冠以“垃圾电”的尴尬。在我国风电走的大规模集中式开发、外送通道尚未打通、抽水蓄能和储能电站等调峰装备尚未能够经济运行的情况下，常规能源参与风电调峰成为当前的最优选择。然而，从我国风电资源开发集中的“三北”（东北、华北、西北）地区来看，其火电比重较大，而且火电装机中热电联产机组在“三北”一些省区的比例过高，水电、抽蓄和燃气等调节能力好的电源比例低，电源调峰能力不足。
根据电监会2012年8月发布的《重点区域风电消纳监管报告》，2011年东北电网的最大峰谷差达到1184.06万千瓦，抽水蓄能电站容量30万千瓦，仅占总装机容量的0.3%，同时，水电受库容的限制，调峰能力也只有270 万千瓦。火电调峰机组中，热电机组多以30万千瓦容量为主，在冬季实行“以热定电”，致使东北电网调峰能力明显不足。
蒙西电网的情况同样如此。蒙西电源中火电约占总装机的75.7%，且57.4%为供热机组。2012年一季度，蒙西供热机组（1640万千瓦）全部并网，非供热机组开机容量860万，全网调峰能力下降约250万千瓦，加上网内自备电厂不参与调峰等原因，全网高峰时段接纳风电能力200万千瓦，部分时期后半夜低谷风电接纳电力不足30万千瓦。
根据某风电企业向《中国能源报》记者提供的调研数据，显示华润徐州彭城百万千瓦火电机组在不同的出力条件下煤耗不同：机组出力在1000-800兆瓦之间时，出力每降低100兆瓦，煤耗上升约3克/千瓦时；机组出力在800-600兆瓦之间时，出力每降低100兆瓦，煤耗上升约4克/千瓦时；机组出力在600-500兆瓦之间时，出力每降低100兆瓦，煤耗上升约5克/千瓦时。数据显示火电机组在参与调峰的情况下，煤耗和机组效率都会有所折扣。
然而，2011年10月15日，几乎是“纯火电”的蒙西电网却出现了全部日电量中风电电量占24%的纪录，达到世界先进水平。在冬季燃煤热电联产火电负荷已经较大、外送通道缺乏等困难下，蒙西电网发展风电取得如此成绩，引人深思。
对此，国家能源局新能源与可再生能源司司长王骏认为，一方面，蒙西电网管理目标与发展风电目标一致，即“风电优先、煤电让路”的节能原则，少去其他不少地区执行对各类发电机组“计划内、计划外发电量平均分配指标”、“计划内外电量价格差别”等名目繁多的行政指令。他在《新能源发展探讨》（原文发表于《中国能源报》2011年11月21日头版——编者注）一文中提到：这些“发电机会均等”的计划办法貌似公允，所起作用恰恰是保护化石能源而浪费新能源。另一方面，蒙西电网以220千伏电压等级为主消纳风电，对电网动态特性的不利影响远小于在500千伏最高电压等级配置风电，也是不容忽视的成功因素。
“国家能源局上个月刚刚对蒙西电网的风电并网情况做了调研，在以火电为主、外送通道没有解决、调峰电源缺乏的条件下，仍然可以实现风电尽可能多的上网。”内蒙古电力公司办公室的一位员工对《中国能源报》记者如是说。
对此，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩也认为，从蒙西电网运行的实际经验来看，火电具有很强的调峰能力，调峰问题不在技术能力，而是经济利益。目前，相关辅助服务市场尚未建立，利益补偿机制缺位，这是问题的症结所在。只要建立合理的市场机制，我国庞大的现有火电基础装机，足可以支持我国风电规划目标的实现。
“现在总是拿风电说事，事实上，风电并网消纳问题是整个电力体制问题，目前的计划发电和调度体制下，各方利益关系难以协调。提高地区风电消纳能力的最终解决之道，必然是电力体制的市场化改革，落实节能调度管理办法。”秦海岩对《中国能源报》记者说。
在常规能源参与风电调峰为当前最优选择的情况下，如何保证清洁能源发展利用方向，并让常规能源参与风电调峰变得更加经济合理，本报撷取专家建议，提出以下两种构想：
构想一：将《节能调度发电》进行到底
2007年，国务院办公厅转发了国家发改委等部门制定的《节能发电调度办法（试行）》（以下简称办法），要求改革现行发电调度方式，开展节能发电调度，并做好与电力市场建设的衔接，积极推进电价改革，逐步建立销售电价与上网电价联动机制。
节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序。办法明确将无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组放在最优先调度的位置。
南方电网最先响应这一办法，贵州于2008年1月1日在全国率先进入试运行节能发电调度工作，广东随后于当年11月17日进入试运行， 2010年12月，南方电网全面启动节能发电调度运行工作。“南方电网实行节能发电调度之后，全网单位发电量化石能耗从2007年232克标准煤/千瓦时到2009年的221克标准煤/千瓦时，2011年底这一数字达到213克标准煤/千瓦时，根据最新数据，2011年火电机组平均发电煤耗率305克标准煤/千瓦时，同比下降4克标准煤/千瓦时，减排二氧化碳604万吨，二氧化硫4.36万吨。”南网电力调度通信中心办公室告诉本报记者。
“节能发电调度就能很好解决常规风电上网调峰难的问题。”一位电力行业人士向本报记者表示，“节能发电调度就是针对我国旧有的平均发电调度方式不利于节能的弊端提出的，在我国现有体制下，由于平均分配发电量的调度方式仍然存在，先进、节能的发电机组不能按照可用率发电，高能耗的小机组只要建成投产就可以得到固定的发电利用小时数，这样浪费了巨大的能源。”
“节能发电调度看似是行政指令，却是在目前计划电量情况下，用市场配置资源的一种办法，是通过企业自主争取来获得发电量。也符合我国发展清洁能源的方向。”以上电力行业人士进一步说。
按照节能发电调度管理办法，火电机组按照供电煤耗等微增率的原则安排发电负荷，因此，火电机组经济补偿问题一直是亟待完善节能发电调度实施细则。
“要进一步测算有关辅助服务的补偿标准，切实合理体现机组提供辅助服务的价值，在政策框架下使参与电力市场各方获得公平待遇，促进节能发电调度工作的顺利实施。”这位发电企业人士向本报记者表示。
“对于火电机组经济补偿方式，可以先设定参与节能调度发电的火电机组范围。其中，高耗能、低效率火电机组可以一部分划出该范围进行淘汰，一部分作为冷备用电源（冷备用电源指电网需要时，随时能启动投入的备用机组容量）。”上述电力行业人士说。
“对调度范围内的火电机组，计算出维持其机组基本运营（包括燃料、工资、设备运营维护等费用）所需要达到的年利用小时数，国家对没有达到这个年利用小时数的机组进行补贴，补贴上限为该年利用小时数。”上述电力行业人士建议，“可再生能源宜采用分散式、分布式开发方式，将其就地、就近利用，‘自发自用为主、多余电力上网、电网平衡调节’是最理想的模式，也就是说，节能发电调度针对的应该是‘多余电力上网’的那一部分。”
“当然，只要还是计划电力体制，节能发电调度就难以冲破各省经贸委、价格系统、运行局、地方电网的重重阻力，只有当电网企业‘只负责传输电力，不参与买卖电力’，其应得收入与发电企业和电力用户的交易和收支隔离开来，用电户与发电企业之间才有可能建立起电力市场。这也就是节能发电调度管理办法颁布快五年以来，一直没有办法在全国范围内推行的原因。”上述电力行业人士再一次向本报记者表示很无奈。
构想二：发电自主优化和三部制电价
“当前世界主要国家中，中国是极少数（如果不是唯一的话）仍然对电力工业实施国家管制，仍采用单一制标杆上网电价的国家之一。”中电国际高级经济师王冬容对本报记者表示。
与上述电力行业人士不同，王冬容认为，随着可再生能源装机比重不断增长，市场主体之间利益调节的障碍和电网安全稳定约束两方面的问题亟待解决，节能发电调度是基于现有电力市场运行体制形成的，具有一定局限性，实施三部制电价才是解决问题的最终出路，近期可实施发电自主优化。
“发电自主优化是指同一省按照各机组利用小时数相同的原则完成火电电量计划初始分配，打捆下达；对水电控制改单库控制模式为流域梯级控制模式；各发电集团在总电量不变并符合电力系统安全稳定的前提下，通过内部不同机组之间电量的自主优化，发电量的配额在内部向高效机组倾斜，实现以最小的资源消耗和最少的污染物排放满足相同的电力需求的过程。”王冬容介绍。
王冬容认为目前的单一制电价形式使发电企业的全部投入只能通过单一的电量销售得到回报，容量商品和辅助服务商品的价值不能得到独立、完整的体现，用户也不能通过电量电价波动感知成本的变化，电价调节电力供求关系的作用无法有效发挥。
“要以上网电价改革为标志，建立发电侧容量、电能量和辅助服务三个市场，实施三部制电价。首先，要建立发电容量建设的招投标制度来确定电源开发主体。获得开发权的市场主体，以容量电价的形式补偿项目的建设成本。在初期可由地方政府委托单一购买者购买发电容量，最终引入用户参与，用户按照自己的需求购买发电容量。无论在哪个阶段，为保障可再生能源的发展，用户都必须按照一定的配额比例购买可再生能源容量。”
“在电力容量市场基础上，依据电能量运营成本，建立电能量市场，采取分类限价出清，同时组织具备条件的电力用户参与供需双向竞争，价格信号及时有效向市场参与各方传递。在分类限价出清的电能量市场中，考虑到容量电价使风电、水电等企业固定资产投资得到了保值，但其变动成本远远低于火电，因此水、风、核、太阳能等清洁能源将因变动成本具备明显的优势而自动可以获得全额上网，实现节能发电调度。” 王冬容认为，“和火电机组相比，风电等清洁能源的电量成本几乎为零，实施三部制电价之后，风电等可再生能源的电量价格低，自然具有竞争力。这就不需要节能发电调度等行政手段来保证可再生能源上网。”
“对可再生能源的并网调峰问题，吵架是解决不了问题的，系统的调峰调频价值到底有多少？即市场需要多少的辅助服务，市场主体愿意和能够提供多少，自然会产生一个价格。电网只是提供输配电服务的一方，辅助服务的购买和支付应该由电力市场的主体——发电企业和用电户之间进行，无调节能力的向有调节能力的购买。近期可以由调度交易机构作为统一购买方，向有调节能力的发电企业购买辅助服务。” “需要指出的是，用户一直在缴纳辅助服务费用，但这一块费用没有到真正提供辅助服务的发电企业的手中。”
“电监会已出台《关于完善厂网合同电量形成机制有关问题的通知》，各地方应改变现有年度发电计划安排方式，为发电集团内部自主开展发电优化创造条件。在具备条件地区尽快开展三部制上网电价试点。容量电价近期由政府招标确定，电能量电价由市场竞争形成，辅助服务价格由调度交易机构招标产生，通过市场实现资源配置。这是全球电力市场和电力工业管理模式的基本要求，而不是高级目标。”王冬容进一步说。
