近年来，我国风电快速发展，已成为世界第一风电大国。截至2013年，我国风电并网装机容量超过7600万千瓦。按国家能源局网站公布的口径，今年前9个月，全国新增风电并网容量达858万千瓦；截至9月，全国累计风电并网容量达8497万千瓦，同比增长22%。1～9月，全国风电上网电量达1060亿千瓦时，同比增长7.6%。在风电快速发展的同时，风电弃风问题较为严重。尤其“三北”地区弃风率很高，风电发电能力未能充分发挥，影响发电企业的经济效益，致使部分风电收益率低。
需要统筹协调风电发展
2009年，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为4类风能资源区，发电上网电价分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。同时，国家发改委明确每隔一个时期重新评估电价并调整，让风电电价最终与常规能源接轨。
随着风机设备价格、风电场投资成本明显下降，风电电价下调时机似乎已经成熟。今年9月，国家发改委召开“陆上风电价格座谈会”，通报风电调价设想方案，将风电4类资源区标杆电价调整为每千瓦时0.47元、0.50元、0.54元、0.59元。并在此调整基础上区别对待，将福建、云南、山西三省电价由每千瓦时0.59元调整为每千瓦时0.54元，将吉林、黑龙江电价统一调整为每千瓦时0.54元。此次电价调整设想方案适用于2015年6月30日后投产的风电项目，此前核准、并网项目标杆电价不变。虽然此次调价方案处于征求意见阶段，并非定稿，但是风电企业与行业协会对此反应较为激烈，提出了反对意见。主要理由是因弃风问题，风电开发商的财务状况大不如前，此时调低上网电价，无异于雪上加霜，将严重挫伤风电投资的积极性，影响国家风电开发目标的实现。
可见，实现风电开发目标、解决弃风问题、调整风电标杆上网电价等是密切相关的，关系我国风电健康可持续发展，必须从规划、运行、政策等层面进行系统化考量、统筹协调。
四方面发力适应大规模开发
从风电等可再生能源开发利用的总体层面讲，可以概括为4个方面：一是促进可再生能源的大规模开发，实现国家水电、风电、太阳能等可再生能源中长期开发规划目标，甚至更高；二是促进可再生能源高效率利用，将弃水、弃风、弃光控制在合理水平，提高可再生能源投资效益，尽可能加强对化石能源的替代；三是促进可再生能源与电力系统协调发展，优化常规电源和电网发展，适应可再生能源大规模高比例开发利用；四是出台合理电价政策和补偿机制，激发电源和电网促进可再生能源消纳的积极性。
如何适应大规模高比例可再生能源开发？我国在系统规划、运行模拟、政策调整等层面，与国外先进水平尚有一定差距，需要加强理论、模型、方法、数据等方面的创新发展。
从系统规划层面看，需要确定适应风电等可再生能源开发的电力规划方案，并确定可再生能源的开发布局及输送格局。一是对可再生能源发电出力的概率分布进行建模与参数辨识，建立不同时段、不同范围、不同类型的可再生能源发电概率模型，提取适用于规划模型的关键指标，合理描述可再生能源发电的容量效益和电量效益。二是研究可再生能源大规模发展对系统最大负荷、最小负荷、峰谷差、爬坡速率等负荷特性的影响，研究可再生能源大规模高比例情况下需求侧管理的方法和潜力。三是考虑风电的夜间反调峰特性明显，需要在夜间降低常规电源出力，光伏在午间达到高峰，需要降低午间常规电源的出力等特点，建立适应可再生能源大规模并网的调峰电源（气电、抽蓄、新型储能等）规划模型。四是建立适应可再生能源大规模并网的跨区电网扩展规划模型。研究受端电网的接纳能力，实现送端可再生能源开发、受端消纳能力、受端可再生能源开发等多者间的匹配。研究受端电网互联对促进可再生能源接纳的作用，优化受端电网间的扩展规划。
从运行模拟层面看，需要建立适应大规模高比例可再生能源发展的可再生能源发电出力特性模拟、系统备用、检修计划、跨区电力交换、辅助服务等模型。一是研究更小时间尺度（如分钟级）下的可再生能源出力特性，对预测出力和实际出力的误差进行概率统计分析，研究合理确定备用率的模型和方法。二是促进可再生能源消纳的常规电源检修计划研究。常规电源检修不仅要考虑系统可靠性，而且应充分考虑可再生能源对系统灵活性的要求，例如在冬季大风季节安排更多灵活性电源。三是促进可再生能源消纳的联络线优化运行。基于可再生能源发电出力的特点，充分利用不同区域的电源调节能力，并考虑交直流差异，研究联络线优化运行模式。四是促进可再生能源消纳的常规电源优化运行研究。在可再生能源大规模发展的情况下，水电、火电、抽蓄等常规电源的运行模式将出现较大变化，在调峰、负荷跟踪等层面需要改变常规电源的运行模式，对常规电源的辅助服务提出了更多要求。
从政策调整层面来看，根据系统规划和生产模拟等定量计算所揭示的内在规律，补充修改完善可再生能源政策、常规电源与电网辅助服务政策及定价机制等促进可再生能源并网和高效消纳的政策。不但要考虑可再生能源本身成本的合理回收，而且要弥补由于可再生能源并网和消纳造成的电力系统增加的其他成本。一是建立可再生能源电价随造价、投资的调整机制，合理反映区域间资源差异、不同开发模式的并网成本差异等。二是对常规电源，建立火电上网电价与煤炭价格、利用小时数等的联动机制，弥补火电为可再生能源频繁深度调节出力、减少发电量后所产生的成本增加和寿命损失；健全抽水蓄能等调峰电源上网电价机制；建立水电、火电为可再生能源提供辅助服务所增加成本的补偿机制。三是完善销售电价机制，实现销售电价总水平与上网电价、输配电价联动，充分反映一次能源价格、电力建设与运行维护成本、环境保护成本的变化；完善可再生能源接入电网投资的补贴机制，考虑接网成本具体情况及主网改造成本；完善跨省跨区输电价格机制，促进可再生能源的远距离输送和跨区域消纳。
从数据标准化层面看，随着可再生能源发电并网比重不断提高，国内外正在积极开发、改造相关模型工具，使其能够满足风电等可再生能源大规模高比例并网研究的电力系统规划、运行模拟及政策调整需要，需要大量基础数据的支撑。我国可再生能源发展研究的数据基础较为薄弱，亟须建立标准，统一认识，共同推动，建立适应可再生能源发展形势的完备数据库。在研究中，亟须建立适应各类模型工具所需的可再生能源数据标准体系，将模型工具开发与数据标准化有机结合。一是在风光测量和功率预测方面，考虑风光等新能源运行模拟分析中的更小时间尺度（如分钟级）要求，同步缩小风光等新能源测量和功率预测的时间尺度；考虑风电和太阳能出力的随机性，需要加强测风、测光数据和出力曲线的概率描述。二是根据新的电源结构和运行需求，加强对传统电源在新运行模式下的调节代价和参数描述，如燃料特性和价格、环境污染物排放与机组运行效率系数等，水电流域来水和出力特性的描述，增加储能等新型电源的技术经济参数描述。三是加强电网区域划分与互联、各区域负荷特性、电网互联的投资和运行维护成本、运行技术约束等参数描述。四是需求侧管理模型工具创新和基础数据标准化。
加快打造特高压跨区输电平台
国家电网公司非常重视决策支持领域的研究，欢迎、支持、服务可再生能源发展，在可再生能源发展规划、运行模拟和政策调整等方面，已经取得了一批创新性研究成果，并应用于国家电网规划的专题实证研究，揭示了促进风电等可再生能源健康发展的内在规律，实现可再生能源规划和电网规划无缝耦合。
对风电弃风问题的分析，必须立足系统全局的思路。消纳风电，需要采取多项综合措施，关键是要加快推动和加强大区之间的电网联系和各级电网协调发展、电网与电源协调发展，形成全国统一的大市场和与之相适应的全国联网能力。因为从局部看：“三北”风电装机占比已超20%，受市场规模小、调峰资源有限、跨区输电能力不足等制约，当地没有足够的风电消纳空间。从全国看：目前风电装机比重只有6%，比重并不算高，我国东中部电力市场大，调峰资源相对丰富，电源的互补性好，风电消纳能力强，但受跨区输电能力不足制约，“三北”风电并不能充分利用东中部电力市场消纳。我国需要继续按照“建设大基地、融入大电网”的发展思路，加快特高压跨区输电通道和抽水蓄能等调峰电源建设，扩大风电等可再生能源发电消纳市场，有效解决现有存量风电的弃风问题，并使新建增量风电避免重蹈覆辙、不出现严重的弃风现象，为实施风电电价调整、控制我国可再生能源发电补贴的整体水平创造必要条件。
（摘自《2014中国新能源发电分析报告》 作者系国网能源研究院副总经济师）