風電的間歇性、波動性以及為保證風電并網而采用的調峰手段，讓本是清潔的風電遭到被冠以“垃圾電”的尷尬。在我國風電走的大規(guī)模集中式開發(fā)、外送通道尚未打通、抽水蓄能和儲能電站等調峰裝備尚未能夠經濟運行的情況下，常規(guī)能源參與風電調峰成為當前的最優(yōu)選擇。然而，從我國風電資源開發(fā)集中的“三北”（東北、華北、西北）地區(qū)來看，其火電比重較大，而且火電裝機中熱電聯產機組在“三北”一些省區(qū)的比例過高，水電、抽蓄和燃氣等調節(jié)能力好的電源比例低，電源調峰能力不足。
根據電監(jiān)會2012年8月發(fā)布的《重點區(qū)域風電消納監(jiān)管報告》，2011年東北電網的最大峰谷差達到1184.06萬千瓦，抽水蓄能電站容量30萬千瓦，僅占總裝機容量的0.3%，同時，水電受庫容的限制，調峰能力也只有270 萬千瓦。火電調峰機組中，熱電機組多以30萬千瓦容量為主，在冬季實行“以熱定電”，致使東北電網調峰能力明顯不足。
蒙西電網的情況同樣如此。蒙西電源中火電約占總裝機的75.7%，且57.4%為供熱機組。2012年一季度，蒙西供熱機組（1640萬千瓦）全部并網，非供熱機組開機容量860萬，全網調峰能力下降約250萬千瓦，加上網內自備電廠不參與調峰等原因，全網高峰時段接納風電能力200萬千瓦，部分時期后半夜低谷風電接納電力不足30萬千瓦。
根據某風電企業(yè)提供的調研數據，顯示華潤徐州彭城百萬千瓦火電機組在不同的出力條件下煤耗不同：機組出力在1000-800兆瓦之間時，出力每降低100兆瓦，煤耗上升約3克/千瓦時；機組出力在800-600兆瓦之間時，出力每降低100兆瓦，煤耗上升約4克/千瓦時；機組出力在600-500兆瓦之間時，出力每降低100兆瓦，煤耗上升約5克/千瓦時。數據顯示火電機組在參與調峰的情況下，煤耗和機組效率都會有所折扣。
然而，2011年10月15日，幾乎是“純火電”的蒙西電網卻出現了全部日電量中風電電量占24%的紀錄，達到世界先進水平。在冬季燃煤熱電聯產火電負荷已經較大、外送通道缺乏等困難下，蒙西電網發(fā)展風電取得如此成績，引人深思。
對此，國家能源局新能源與可再生能源司司長王駿認為，一方面，蒙西電網管理目標與發(fā)展風電目標一致，即“風電優(yōu)先、煤電讓路”的節(jié)能原則，少去其他不少地區(qū)執(zhí)行對各類發(fā)電機組“計劃內、計劃外發(fā)電量平均分配指標”、“計劃內外電量價格差別”等名目繁多的行政指令。他在《新能源發(fā)展探討》（原文發(fā)表于《中國能源報》2011年11月21日頭版——編者注）一文中提到：這些“發(fā)電機會均等”的計劃辦法貌似公允，所起作用恰恰是保護化石能源而浪費新能源。另一方面，蒙西電網以220千伏電壓等級為主消納風電，對電網動態(tài)特性的不利影響遠小于在500千伏最高電壓等級配置風電，也是不容忽視的成功因素。
“國家能源局上個月剛剛對蒙西電網的風電并網情況做了調研，在以火電為主、外送通道沒有解決、調峰電源缺乏的條件下，仍然可以實現風電盡可能多的上網。”內蒙古電力公司辦公室的一位員工說。
對此，中國可再生能源學會風能專業(yè)委員會秘書長秦海巖也認為，從蒙西電網運行的實際經驗來看，火電具有很強的調峰能力，調峰問題不在技術能力，而是經濟利益。目前，相關輔助服務市場尚未建立，利益補償機制缺位，這是問題的癥結所在。只要建立合理的市場機制，我國龐大的現有火電基礎裝機，足可以支持我國風電規(guī)劃目標的實現。
“現在總是拿風電說事，事實上，風電并網消納問題是整個電力體制問題，目前的計劃發(fā)電和調度體制下，各方利益關系難以協調。提高地區(qū)風電消納能力的最終解決之道，必然是電力體制的市場化改革，落實節(jié)能調度管理辦法。”秦海巖說。
在常規(guī)能源參與風電調峰為當前最優(yōu)選擇的情況下，如何保證清潔能源發(fā)展利用方向，并讓常規(guī)能源參與風電調峰變得更加經濟合理，擷取專家建議，提出以下兩種構想：
構想一：將《節(jié)能調度發(fā)電》進行到底
2007年，國務院辦公廳轉發(fā)了國家發(fā)改委等部門制定的《節(jié)能發(fā)電調度辦法（試行）》（以下簡稱辦法），要求改革現行發(fā)電調度方式，開展節(jié)能發(fā)電調度，并做好與電力市場建設的銜接，積極推進電價改革，逐步建立銷售電價與上網電價聯動機制。
節(jié)能發(fā)電調度是指在保障電力可靠供應的前提下，按照節(jié)能、經濟的原則，優(yōu)先調度可再生發(fā)電資源，按機組能耗和污染物排放水平由低到高排序。辦法明確將無調節(jié)能力的風能、太陽能、海洋能、水能等可再生能源發(fā)電機組放在最優(yōu)先調度的位置。
南方電網最先響應這一辦法，貴州于2008年1月1日在全國率先進入試運行節(jié)能發(fā)電調度工作，廣東隨后于當年11月17日進入試運行， 2010年12月，南方電網全面啟動節(jié)能發(fā)電調度運行工作。“南方電網實行節(jié)能發(fā)電調度之后，全網單位發(fā)電量化石能耗從2007年232克標準煤/千瓦時到2009年的221克標準煤/千瓦時，2011年底這一數字達到213克標準煤/千瓦時，根據最新數據，2011年火電機組平均發(fā)電煤耗率305克標準煤/千瓦時，同比下降4克標準煤/千瓦時，減排二氧化碳604萬噸，二氧化硫4.36萬噸。”南網電力調度通信中心辦公室說。
“節(jié)能發(fā)電調度就能很好解決常規(guī)風電上網調峰難的問題。”一位電力行業(yè)人士表示，“節(jié)能發(fā)電調度就是針對我國舊有的平均發(fā)電調度方式不利于節(jié)能的弊端提出的，在我國現有體制下，由于平均分配發(fā)電量的調度方式仍然存在，先進、節(jié)能的發(fā)電機組不能按照可用率發(fā)電，高能耗的小機組只要建成投產就可以得到固定的發(fā)電利用小時數，這樣浪費了巨大的能源。”
“節(jié)能發(fā)電調度看似是行政指令，卻是在目前計劃電量情況下，用市場配置資源的一種辦法，是通過企業(yè)自主爭取來獲得發(fā)電量。也符合我國發(fā)展清潔能源的方向。”以上電力行業(yè)人士進一步說。
按照節(jié)能發(fā)電調度管理辦法，火電機組按照供電煤耗等微增率的原則安排發(fā)電負荷，因此，火電機組經濟補償問題一直是亟待完善節(jié)能發(fā)電調度實施細則。
“要進一步測算有關輔助服務的補償標準，切實合理體現機組提供輔助服務的價值，在政策框架下使參與電力市場各方獲得公平待遇，促進節(jié)能發(fā)電調度工作的順利實施。”這位發(fā)電企業(yè)人士表示。
“對于火電機組經濟補償方式，可以先設定參與節(jié)能調度發(fā)電的火電機組范圍。其中，高耗能、低效率火電機組可以一部分劃出該范圍進行淘汰，一部分作為冷備用電源（冷備用電源指電網需要時，隨時能啟動投入的備用機組容量）。”上述電力行業(yè)人士說。
“對調度范圍內的火電機組，計算出維持其機組基本運營（包括燃料、工資、設備運營維護等費用）所需要達到的年利用小時數，國家對沒有達到這個年利用小時數的機組進行補貼，補貼上限為該年利用小時數。”上述電力行業(yè)人士建議，“可再生能源宜采用分散式、分布式開發(fā)方式，將其就地、就近利用，‘自發(fā)自用為主、多余電力上網、電網平衡調節(jié)’是最理想的模式，也就是說，節(jié)能發(fā)電調度針對的應該是‘多余電力上網’的那一部分。”
“當然，只要還是計劃電力體制，節(jié)能發(fā)電調度就難以沖破各省經貿委、價格系統(tǒng)、運行局、地方電網的重重阻力，只有當電網企業(yè)‘只負責傳輸電力，不參與買賣電力’，其應得收入與發(fā)電企業(yè)和電力用戶的交易和收支隔離開來，用電戶與發(fā)電企業(yè)之間才有可能建立起電力市場。這也就是節(jié)能發(fā)電調度管理辦法頒布快五年以來，一直沒有辦法在全國范圍內推行的原因。”上述電力行業(yè)人士再一次表示很無奈。
構想二：發(fā)電自主優(yōu)化和三部制電價
“當前世界主要國家中，中國是極少數（如果不是唯一的話）仍然對電力工業(yè)實施國家管制，仍采用單一制標桿上網電價的國家之一。”中電國際高級經濟師王冬容表示。
與上述電力行業(yè)人士不同，王冬容認為，隨著可再生能源裝機比重不斷增長，市場主體之間利益調節(jié)的障礙和電網安全穩(wěn)定約束兩方面的問題亟待解決，節(jié)能發(fā)電調度是基于現有電力市場運行體制形成的，具有一定局限性，實施三部制電價才是解決問題的最終出路，近期可實施發(fā)電自主優(yōu)化。
“發(fā)電自主優(yōu)化是指同一省按照各機組利用小時數相同的原則完成火電電量計劃初始分配，打捆下達；對水電控制改單庫控制模式為流域梯級控制模式；各發(fā)電集團在總電量不變并符合電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定的前提下，通過內部不同機組之間電量的自主優(yōu)化，發(fā)電量的配額在內部向高效機組傾斜，實現以最小的資源消耗和最少的污染物排放滿足相同的電力需求的過程。”王冬容介紹。
王冬容認為目前的單一制電價形式使發(fā)電企業(yè)的全部投入只能通過單一的電量銷售得到回報，容量商品和輔助服務商品的價值不能得到獨立、完整的體現，用戶也不能通過電量電價波動感知成本的變化，電價調節(jié)電力供求關系的作用無法有效發(fā)揮。
“要以上網電價改革為標志，建立發(fā)電側容量、電能量和輔助服務三個市場，實施三部制電價。首先，要建立發(fā)電容量建設的招投標制度來確定電源開發(fā)主體。獲得開發(fā)權的市場主體，以容量電價的形式補償項目的建設成本。在初期可由地方政府委托單一購買者購買發(fā)電容量，最終引入用戶參與，用戶按照自己的需求購買發(fā)電容量。無論在哪個階段，為保障可再生能源的發(fā)展，用戶都必須按照一定的配額比例購買可再生能源容量。”
“在電力容量市場基礎上，依據電能量運營成本，建立電能量市場，采取分類限價出清，同時組織具備條件的電力用戶參與供需雙向競爭，價格信號及時有效向市場參與各方傳遞。在分類限價出清的電能量市場中，考慮到容量電價使風電、水電等企業(yè)固定資產投資得到了保值，但其變動成本遠遠低于火電，因此水、風、核、太陽能等清潔能源將因變動成本具備明顯的優(yōu)勢而自動可以獲得全額上網，實現節(jié)能發(fā)電調度。” 王冬容認為，“和火電機組相比，風電等清潔能源的電量成本幾乎為零，實施三部制電價之后，風電等可再生能源的電量價格低，自然具有競爭力。這就不需要節(jié)能發(fā)電調度等行政手段來保證可再生能源上網。”
“對可再生能源的并網調峰問題，吵架是解決不了問題的，系統(tǒng)的調峰調頻價值到底有多少？即市場需要多少的輔助服務，市場主體愿意和能夠提供多少，自然會產生一個價格。電網只是提供輸配電服務的一方，輔助服務的購買和支付應該由電力市場的主體——發(fā)電企業(yè)和用電戶之間進行，無調節(jié)能力的向有調節(jié)能力的購買。近期可以由調度交易機構作為統(tǒng)一購買方，向有調節(jié)能力的發(fā)電企業(yè)購買輔助服務。” “需要指出的是，用戶一直在繳納輔助服務費用，但這一塊費用沒有到真正提供輔助服務的發(fā)電企業(yè)的手中。”
“電監(jiān)會已出臺《關于完善廠網合同電量形成機制有關問題的通知》，各地方應改變現有年度發(fā)電計劃安排方式，為發(fā)電集團內部自主開展發(fā)電優(yōu)化創(chuàng)造條件。在具備條件地區(qū)盡快開展三部制上網電價試點。容量電價近期由政府招標確定，電能量電價由市場競爭形成，輔助服務價格由調度交易機構招標產生，通過市場實現資源配置。這是全球電力市場和電力工業(yè)管理模式的基本要求，而不是高級目標。”王冬容進一步說。
