取消不合理的计划电量，落实可再生能源发电全额保障性收购制度和节能调度管理办法方为根本
伴随着我国风力发电技术的持续快速发展，2012年，我国新增风电并网装机容量1500万千瓦，占全球新增风电装机容量的三分之一以上；累计装机容量超过6300万千瓦，居全球首位。风电已经超过核电成为继煤电、水电之后的第三大电源。预计到2015年，我国风电并网装机总容量将达到1亿千瓦，到2020年将达到2亿千瓦。
随着风电装机规模和比例的不断提高，风电的并网消纳问题日益突出。2012年，全国风电弃风限电总量较2011年翻了一倍，高达200亿千瓦时，平均利用小时数同比减少30小时，个别省（区）的利用小时数下降到1400小时左右，造成经济损失约100亿元。
当并网消纳问题严重影响到风电场的运行经济性时，风火替代交易应运而生。
风电消纳对策
全国范围内弃风限电现象普遍存在，在风能资源丰富、风电比例高、峰谷差明显、供热机组多的蒙东地区尤为突出。截至2012年6月底，蒙东地区风电装机容量已达656万千瓦，占该地区发电总装机容量的31.2%，加之该地区电源结构不合理，供热机组调峰能力匮乏，导致该区域弃风限电现象极为突出。
据统计，2011年蒙东地区弃风电量29.58亿千瓦时，同比增加274%，造成经济损失约17亿元。2012年，为破解蒙东地区风电消纳难题，国家电力监管委员会东北电监局会同内蒙古自治区经信委联合印发了《蒙东地区风火替代交易暂行办法》（以下简称《暂行办法》），标志着我国首个风火替代交易市场正式建立。
根据《暂行办法》规定，当蒙东地区电网由于调峰或网架约束等原因无法全部接纳风电上网电量，需采取限制风电出力措施时，参与交易的火电企业降低出力，为与其交易的风电企业提供发电空间，减少限制风电出力，由风电企业替代火电发电，风电企业按照协议约定给予火电企业经济补偿，补偿价格由风火双方自行商定。
《暂行办法》中鼓励，在同一网架约束条件下，同发电集团的风电企业和火电企业优先开展风火替代交易。《风火替代交易协议》原则上每年只签订一次，鼓励签订长期协议。
2012年8月20日，在东北电监局和东北电网的组织下，中电投集团蒙东地区科左后旗的花灯风电场与通辽发电厂共同完成了首次风火替代交易，交易电力1万千瓦，累计交易电量3万千瓦时，减少弃风电量3万千瓦时。
2012年是9月2日，中电投蒙东新能源昆都楞风电场与通辽火电厂实施交易，交易电力1万千瓦，累计交易电量1.5万千瓦时，减少弃风电量1.5万千瓦时。
据估计，每开展1亿千瓦时交易即可节约标准煤约3.3万吨，减排二氧化硫440吨，交易双方可获得的整体经济效益在2000万元以上，风火替代交易的节能减排效果及经济效益均十分显著。可以说，风火替代交易创新机制成功通过了实践检验，为促进新能源发展、缓解风电消纳难题、推进节能减排提供了新思路。
利益分配之争
事实上，在政策出台之初，这一落实国家节能减排政策、提高风电接纳能力的一次创新尝试便引发诸多争议。
《中华人民共和国可再生能源法》中规定“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。”2007年国家发展改革委等部门联合制定的《节能发电调度办法（试行）》提出“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。”《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》提出“电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量。”基于以上法律法规，不论通过技术手段还是经济手段，只要有消纳空间，就应保障风电优先上网，而不是“花钱上网”。这种交易机制从某种意义上承认了上述法律法规实施不利，与新能源无条件优先上网政策相背离。
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩曾指出“官方提出风电弃风是因为受电网结构和调峰等技术原因，但《暂行办法》提出的解决方案则将技术问题变成了财务问题。”风电企业可以从火电企业购得发电权，从某种程度上说明“风电并网难并不是技术问题，而是利益分配问题”。
后继乏力
探索用市场机制实现风电、火电资源间的优化配置，减少风电弃风、发挥节能减排效益当属良方，但《暂行办法》实施中面临诸多困难。至今近一年时间，未见风火替代交易实施情况的进一步公开报导。
《暂行办法》鼓励同一网架约束条件下、同发电集团的风电企业和火电企业优先开展风火替代交易。其出发点是引导发电集团合理分配风火电量，提高企业压火电、发风电的积极性。这只是比较理想的情况，实际上各大企业风电、火电装机及地域分布并不平衡，难以在同发电集团内协调。不同发电集团之间的协调难度更大。
风火替代交易是基于火电最小运行方式下的交易，在利益的驱动下，可能出现人为抬高火电最小运行方式门槛、挤压风电消纳空间的情况，导致电力监管部门的管理难度不断增加。因此，需进一步明确火电厂最小运行方式核定标准，提高电网调度的规范化和科学化水平。
风火替代交易进一步加重风电企业的经济负担。这一机制可能在短期内缓解局部地区弃风难题上表现出一定的效果，但长此以往将使本已接近亏损的风电企业雪上加霜，进而影响风电企业的投资信心和积极性，导致风电发展放缓、甚至停滞，违背国家促进可再生能源发展、推进电力节能减排的初衷。
电力体制市场化改革为上
风火替代交易机制的建立，表明各部门已充分认识到弃风限电问题的严重性，并进行了大胆的创新尝试，但该机制实施起来存在一定的难度和争议。解决风电消纳难题，还需进一步推进电力体制市场化改革，协调各方利益，取消不合理的计划电量，落实可再生能源发电全额保障性收购制度和节能调度管理办法，做好以下几方面工作：
目前，必须承认的是我国风电发展存在一定的盲目性，不合理的风电建设进度导致消纳矛盾逐渐加剧。因此，要从战略高度，将风电等可再生能源电力作为当前电网中的重要电源，结合经济发展、电力需求、电网条件，将各种电源的规划、审批和建设协调起来，解决目前多头规划管理问题。在电网的消纳能力范围内有序推进风电建设进度，与火电、核电以及水电、光伏等可再生能源协调发展。
完善风电场功率预测系统，逐步提高不同时间尺度的风电出力预测精度，为调度机构根据预测结果为风电预留接纳空间提供有力的技术支撑；并完善风电场有功自动控制综合监控系统，提高风电场有功的可控性，减小对电力系统安全稳定运行的影响，进而提高电网对风电的接纳能力。
认真落实《中华人民共和国可再生能源法》和《节能发电调度办法（试行）》等法律法规中关于可再生能源全额保障性收购和电力优先上网制度的相关条目，通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序，以分省排序、区域内优化、区域间协调的方式，实施节能调度。云南、贵州、广西、广东等南方地区大力推行《节能发电调度办法（试行）》，已取得了较好效果，基本做到不弃风、不弃水。
积极推进调峰电源建设，挖掘调峰潜力。风电出力具有明显的波动性和不确定性，对电力系统的调节能力提出了更高的要求和挑战，因此优化电源结构、增强电源的调节能力是提高风电消纳能力的重要途径。推进风电建设的同时，应积极推进抽水蓄能电站及燃气轮机等调峰电源的建设，并挖掘供热机组的调峰潜力。
我国尚未建立电力系统辅助服务市场，利益补偿机制缺失，导致机组发挥调峰作用的积极性不高。如果建立电力系统辅助服务市场，给予调峰电源适当激励，则能显著地提高机组的调峰积极性，挖掘出机组的调峰潜力，有效提升电网对于风电等波动性可再生能源的接纳能力。（作者单位：中国国际工程咨询公司）