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随着国内风电市场份额的不断扩大，从系统最优化的角度出发，已经不能简单地依靠电网侧自身的力量解决风电消纳所面临的困境，而应该充分挖掘制造商、风电场和国内其他配套电源各方的技术潜力。目前多数先进风电制造企业在低电压穿越、有功无功控制等电网友好型技术方面，已经具备了进一步升级的实力。事实上，当前风电制造业的激烈竞争，也需要通过制定一定的技术要求，引导企业的创新行为。
因此，一方面需要通过制定相关的并网技术标准和配套政策体系，来引导企业重视开发电网友好型风电技术。另一方面，对于企业因此项创新而增加的成本负担，也需在一定程度上给予实际的经济激励手段。同时也可以考虑采纳西班牙的经验，对预报准确风电享受国家规定的优惠价格，不准确的按电网的市场浮动价格收购，这样也可以减轻电网调度的压力。
中国能源报：您对电网企业提出的“合理弃风”的要求如何看待？
李俊峰：风电本身具备反调峰的特性，一般情况下很难参与电力平衡，甚至在系统中被看作“负荷”进行处理。在特殊阶段，根据电力负荷特性，进行一定程度的弃风，虽然损失了风电场的一部分能量，但减少的这部分风电量的边际成本，远远低于电力系统为保障电网安全而需增加的昂贵的调峰边际成本，从电力系统的角度考虑是经济的。
尽管“弃风”和《可再生能源法》规定的“全额收购可再生能源电力”的原则相背离，但是从系统角度考虑是确定发电装机“最优值”后的必然选择。当然，合理弃风的比例需要仔细研究，而且不同负荷特性、调峰能力区域的弃风比例一定是不同的。一般来讲，其风量占到整个风力发电量的5%以上就属于不合理，这个比例应该成为对于电网企业“合理弃风”的条件限制。
“十二五”跨区发电配额交易势在必行
中国能源报：“十二五”期间，为切实解决风电并网问题，应该如何统筹电网和电源两端企业的特性，充分调度其参与推动风电等可再生能源电力上网的积极性？
李俊峰：首先，考虑到我国风电资源集中区电网建设薄弱、加之具有灵活调峰能力的电源较少、水电富集区距离大型风电基地较远，天然气和抽水蓄能发电装机总量也较低等情况，需要加强各大区电网之间的联系，建立全国统一的风电输送电力市场，并协调购售电价格，早日谋划风电未来大规模发展的格局。
由于各地区之间的资源差异，可再生能源发电的成本不同，需利用行政干预和经济刺激相结合的手段，发挥市场机制和价值规律解决区域之间可再生能源发展不平衡的矛盾。对可再生能源发电，应实行经济调度和物理调度双重机制，建立可再生能源配额交易制度及调度补偿机制。允许各地可再生能源发电指标的出售和购买实行挂牌交易。在完成总体目标的基础上，实现经济效益最好，成本费用最低。
在此过程中，电网企业之间应合理分配消纳可再生能源电力的成本，不同电网消纳可再生能源电力的成本应实施全网共担制度。同时，应适当提高可再生能源发电上网电价，电价中3%—5%的部分应明确纳入地方财政收入。异地购买的可再生能源电力部分的地方分成由两地共有，协商分配。
