被认为是协调风火矛盾的《蒙东地区风火替代交易暂行办法》（以下简称《办法》）终于千呼万唤始出来。日前，东北电监局和内蒙古经信委联合发布了这一《办法》，规定当蒙东地区电网由于调峰或网络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。

《办法》同时指出，蒙东地区风火替代交易在不影响电网安全稳定运行、不影响机组可靠供热的前提下开展，并不影响最小运行方式核定，不影响电网联络线电量计划，不影响辅助服务调峰补偿。

为何还有交易空间？

“这又是一个政策补丁！有交易空间就说明电网还有接纳的空间，修改后的《可再生能源法》明确提出要制定全国可再生能源发电量的年度收购指标和实施计划，确定并公布对电网企业应达到的全额保障性收购可再生能源发电量的最低限额指标。”中电国际高级经济师王冬容对本报记者表示，“实际上还是辅助服务的价值没有体现。”

“我们在蒙东的风电项目一直被限负荷。”大唐新能源有限公司总经理胡永生向本报记者表示很无奈，“在风电上网方面，有《可再生能源法》、《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》、《节能发电调度办法》等国家政策支持，再出台这个办法不是根本的解决办法，电网要实现公平公正调度，《可再生能源法》要严格执行。”

业内多位人士对本报记者表示，存在风火替代交易的空间，就意味着已经出台的诸项保障可再生能源上网的国家政策实施不力。

“应该理性认识可再生能源的全额收购。要真正保证风电的全额收购，需要统一的规划相协调，需要电网接入及送出工程相配套，需要调峰、调频、备用等电源支撑，需要有相应的市场消纳方案等等，因此，实事求是地说，全额收购是有前提而不是绝对的。”国家电监会市场监管部人士对本报记者说，“地方发展风电的积极性太强了，目前国家已核准的风电项目中，地方核准的‘4.95万千瓦’项目数量占绝大多数，容量占到一半以上，这些项目往往缺乏电网、电源、市场消纳等关键环节的配套，外送困难，容易弃风。当然，计划审批制度本身也具有缺陷和滞后性。”

“节能发电调度也因为电价政策等原因没有执行到位。蒙东电源以火电为主，这其中还有许多供热机组，峰谷差大。白天用电高峰期，调峰空间有限，夜晚用电低谷期，由于要确保火电供热机组的运行，不得不让风机弃风停转，而夜间正是风力最大、最稳定的黄金发电时间。蒙东电源缺乏水电、抽水蓄能、天然气等调峰电源，造成弃风的客观存在。”这位电监会人士表示。

《办法》明确规定，交易电力是指在网架限制、低谷调峰困难情况下，当交易火电机组达到东北电监局核定的最小运行方式出力水平或以下时，交易火电机组在最小运行方式基础上降低的电力。

上述电监会人士继续说，电网有接纳空间是电网体制问题。调度在电网，厂网一家时，核定发电企业的最小运行方式基础是发电和电网两者责任的高度一致；厂网分开后，如何在保证安全情况下把发电企业最小运行方式最优化就成了发电企业自己的事情，电网无需额外承担优化发电的责任，自然没有意愿接受风电。“蒙东地区的风火替代交易是结合了现实情况的探索。”

细节如何操作？

《办法》规定，风火替代交易市场初期交易意向可以是一家风电企业与一家火电企业交易，也可以是一家风电企业与不超过3家火电企业交易，每家火电企业只能与一家风电企业交易。《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，《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。

大唐新能源研究所主任刘国忠认为，同发电集团下的风电企业和火电企业优先开展风火替代交易未必能完全执行。“拿赤峰地区为例，大唐集团在这里有风电项目，但是没有火电项目，内部协调不好说。”刘国忠对本报记者说。

而根据东北电监局的反馈，风火替代交易自8月20日启动以来，发电企业反应积极。

“《办法》原则上是发电企业之间的协商，只要双方能找到一个利益平衡点，风火替代交易是可以达成的，符合市场化的理念。”上述电监会人士对本报记者说。刘国忠则认为：“这个协议看似和电网无关，但只要调度权在电网，电网编制发电、供电调度计划，不可避免对风火替代交易产生影响。风电企业和火电企业在用电高峰期间比较好协商，在用电负荷低的时候就不好谈了。何况蒙东地区自身用电需求就不像东部地区那么多，有些火电机组已经处在闲置状态，调度谈判更加困难。”

记者查阅的《风火替代交易意向书》显示，双方签订协议是要约定交易时段范围和电力范围。“风火替代交易解决的是更大范围内机组调峰能力的优化，这就要求风电企业要提前做好风电预测，判断次日风场来风情况和发电情况，这一点在国家规划中也有所体现。”上述电监会人士说。

《办法》还指出，由于风电企业原因（含自然及不可抗力原因）交易时间低于一小时的，按一小时计算。由于火电企业原因，交易时间低于一小时的，不计量交易电量，不结算交易电费；正常情况下，交易电力按照双方约定交易电力计算，风电企业增加出力达不到约定交易电力的，按照约定交易电力计算，火电企业降低出力达不到交易电力的，不计算交易电量，不结算交易电费。上述电监会人士说，“这主要根据风火两者技术条件而定的。”截至发稿时，记者了解到，蒙东地区已顺利启动首次风电火电替代交易，累计减少弃风电量30兆瓦时。

辅助服务何时体现？

记者查阅了《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》，辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。其中，基本辅助服务包括一次调频、基本调峰、基本无功调节。火电非供热机组的基本调峰标准为其额定容量的40%，供热机组在非供热期内的基本调峰标准为其额定容量的40%。有偿辅助服务包括自动发电控制、有偿调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等。

“解决‘风火矛盾’最好的办法是辅助服务，但是我国现在没有完全市场化，推行还面临着一些制约因素。辅助服务在国外占到电价费用的25%，而我国现行的机制是先考核发电企业，把罚发电企业的钱给做贡献的企业，相当于‘羊毛出在羊身上’。”上述电监会人士接着说道，“电是种商品，电能的频率电压不同，用户对电能质量的要求不同，电网要付出的服务不同，这些都应该通过电价疏导。所以风电等新能源的发展，对电力市场化改革的诉求更加迫切。”

“在计划制定发电量、计划审批电价的情况下，市场需求无法体现，造成新能源上网困难，发电企业自主调节能力弱，电力市场发育不足，造成即使出台了《办法》等一个又一个行政指令，‘风火矛盾’依旧没法从根本上解决。这也是《节能发电调度》等那么多‘理想’政策执行不畅的原因。”

“困难和矛盾远不止如此，”一位电力专家意味深长地向本报记者说。