近年來，我國風電快速發展，已成為世界第一風電大國。截至2013年，我國風電并網裝機容量超過7600萬千瓦。按國家能源局網站公布的口徑，今年前9個月，全國新增風電并網容量達858萬千瓦;截至9月，全國累計風電并網容量達8497萬千瓦，同比增長22%。1～9月，全國風電上網電量達1060億千瓦時，同比增長7.6%。在風電快速發展的同時，風電棄風問題較為嚴重。尤其“三北”地區棄風率很高，風電發電能力未能充分發揮，影響發電企業的經濟效益，致使部分風電收益率低。

需要統籌協調風電發展

2009年，國家發改委發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，按風能資源狀況和工程建設條件，將全國分為4類風能資源區，發電上網電價分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。同時，國家發改委明確每隔一個時期重新評估電價并調整，讓風電電價最終與常規能源接軌。

隨著風機設備價格、風電場投資成本明顯下降，風電電價下調時機似乎已經成熟。今年9月，國家發改委召開“陸上風電價格座談會”，通報風電調價設想方案，將風電4類資源區標桿電價調整為每千瓦時0.47元、0.50元、0.54元、0.59元。并在此調整基礎上區別對待，將福建、云南、山西三省電價由每千瓦時0.59元調整為每千瓦時0.54元，將吉林、黑龍江電價統一調整為每千瓦時0.54元。此次電價調整設想方案適用于2015年6月30日后投產的風電項目，此前核準、并網項目標桿電價不變。雖然此次調價方案處于征求意見階段，并非定稿，但是風電企業與行業協會對此反應較為激烈，提出了反對意見。主要理由是因棄風問題，風電開發商的財務狀況大不如前，此時調低上網電價，無異于雪上加霜，將嚴重挫傷風電投資的積極性，影響國家風電開發目標的實現。

可見，實現風電開發目標、解決棄風問題、調整風電標桿上網電價等是密切相關的，關系我國風電健康可持續發展，必須從規劃、運行、政策等層面進行系統化考量、統籌協調。

四方面發力適應大規模開發

從風電等可再生能源開發利用的總體層面講，可以概括為4個方面：一是促進可再生能源的大規模開發，實現國家水電、風電、太陽能等可再生能源中長期開發規劃目標，甚至更高;二是促進可再生能源高效率利用，將棄水、棄風、棄光控制在合理水平，提高可再生能源投資效益，盡可能加強對化石能源的替代;三是促進可再生能源與電力系統協調發展，優化常規電源和電網發展，適應可再生能源大規模高比例開發利用;四是出臺合理電價政策和補償機制，激發電源和電網促進可再生能源消納的積極性。

如何適應大規模高比例可再生能源開發?我國在系統規劃、運行模擬、政策調整等層面，與國外先進水平尚有一定差距，需要加強理論、模型、方法、數據等方面的創新發展。

從系統規劃層面看，需要確定適應風電等可再生能源開發的電力規劃方案，并確定可再生能源的開發布局及輸送格局。一是對可再生能源發電出力的概率分布進行建模與參數辨識，建立不同時段、不同范圍、不同類型的可再生能源發電概率模型，提取適用于規劃模型的關鍵指標，合理描述可再生能源發電的容量效益和電量效益。二是研究可再生能源大規模發展對系統最大負荷、最小負荷、峰谷差、爬坡速率等負荷特性的影響，研究可再生能源大規模高比例情況下需求側管理的方法和潛力。三是考慮風電的夜間反調峰特性明顯，需要在夜間降低常規電源出力，光伏在午間達到高峰，需要降低午間常規電源的出力等特點，建立適應可再生能源大規模并網的調峰電源(氣電、抽蓄、新型儲能等)規劃模型。四是建立適應可再生能源大規模并網的跨區電網擴展規劃模型。研究受端電網的接納能力，實現送端可再生能源開發、受端消納能力、受端可再生能源開發等多者間的匹配。研究受端電網互聯對促進可再生能源接納的作用，優化受端電網間的擴展規劃。

從運行模擬層面看，需要建立適應大規模高比例可再生能源發展的可再生能源發電出力特性模擬、系統備用、檢修計劃、跨區電力交換、輔助服務等模型。一是研究更小時間尺度(如分鐘級)下的可再生能源出力特性，對預測出力和實際出力的誤差進行概率統計分析，研究合理確定備用率的模型和方法。二是促進可再生能源消納的常規電源檢修計劃研究。常規電源檢修不僅要考慮系統可靠性，而且應充分考慮可再生能源對系統靈活性的要求，例如在冬季大風季節安排更多靈活性電源。三是促進可再生能源消納的聯絡線優化運行。基于可再生能源發電出力的特點，充分利用不同區域的電源調節能力，并考慮交直流差異，研究聯絡線優化運行模式。四是促進可再生能源消納的常規電源優化運行研究。在可再生能源大規模發展的情況下，水電、火電、抽蓄等常規電源的運行模式將出現較大變化，在調峰、負荷跟蹤等層面需要改變常規電源的運行模式，對常規電源的輔助服務提出了更多要求。

從政策調整層面來看，根據系統規劃和生產模擬等定量計算所揭示的內在規律，補充修改完善可再生能源政策、常規電源與電網輔助服務政策及定價機制等促進可再生能源并網和高效消納的政策。不但要考慮可再生能源本身成本的合理回收，而且要彌補由于可再生能源并網和消納造成的電力系統增加的其他成本。一是建立可再生能源電價隨造價、投資的調整機制，合理反映區域間資源差異、不同開發模式的并網成本差異等。二是對常規電源，建立火電上網電價與煤炭價格、利用小時數等的聯動機制，彌補火電為可再生能源頻繁深度調節出力、減少發電量后所產生的成本增加和壽命損失;健全抽水蓄能等調峰電源上網電價機制;建立水電、火電為可再生能源提供輔助服務所增加成本的補償機制。三是完善銷售電價機制，實現銷售電價總水平與上網電價、輸配電價聯動，充分反映一次能源價格、電力建設與運行維護成本、環境保護成本的變化;完善可再生能源接入電網投資的補貼機制，考慮接網成本具體情況及主網改造成本;完善跨省跨區輸電價格機制，促進可再生能源的遠距離輸送和跨區域消納。

從數據標準化層面看，隨著可再生能源發電并網比重不斷提高，國內外正在積極開發、改造相關模型工具，使其能夠滿足風電等可再生能源大規模高比例并網研究的電力系統規劃、運行模擬及政策調整需要，需要大量基礎數據的支撐。我國可再生能源發展研究的數據基礎較為薄弱，亟須建立標準，統一認識，共同推動，建立適應可再生能源發展形勢的完備數據庫。在研究中，亟須建立適應各類模型工具所需的可再生能源數據標準體系，將模型工具開發與數據標準化有機結合。一是在風光測量和功率預測方面，考慮風光等新能源運行模擬分析中的更小時間尺度(如分鐘級)要求，同步縮小風光等新能源測量和功率預測的時間尺度;考慮風電和太陽能出力的隨機性，需要加強測風、測光數據和出力曲線的概率描述。二是根據新的電源結構和運行需求，加強對傳統電源在新運行模式下的調節代價和參數描述，如燃料特性和價格、環境污染物排放與機組運行效率系數等，水電流域來水和出力特性的描述，增加儲能等新型電源的技術經濟參數描述。三是加強電網區域劃分與互聯、各區域負荷特性、電網互聯的投資和運行維護成本、運行技術約束等參數描述。四是需求側管理模型工具創新和基礎數據標準化。

加快打造特高壓跨區輸電平臺

國家電網公司非常重視決策支持領域的研究，歡迎、支持、服務可再生能源發展，在可再生能源發展規劃、運行模擬和政策調整等方面，已經取得了一批創新性研究成果，并應用于國家電網規劃的專題實證研究，揭示了促進風電等可再生能源健康發展的內在規律，實現可再生能源規劃和電網規劃無縫耦合。

對風電棄風問題的分析，必須立足系統全局的思路。消納風電，需要采取多項綜合措施，關鍵是要加快推動和加強大區之間的電網聯系和各級電網協調發展、電網與電源協調發展，形成全國統一的大市場和與之相適應的全國聯網能力。因為從局部看：“三北”風電裝機占比已超20%，受市場規模小、調峰資源有限、跨區輸電能力不足等制約，當地沒有足夠的風電消納空間。從全國看：目前風電裝機比重只有6%，比重并不算高，我國東中部電力市場大，調峰資源相對豐富，電源的互補性好，風電消納能力強，但受跨區輸電能力不足制約，“三北”風電并不能充分利用東中部電力市場消納。我國需要繼續按照“建設大基地、融入大電網”的發展思路，加快特高壓跨區輸電通道和抽水蓄能等調峰電源建設，擴大風電等可再生能源發電消納市場，有效解決現有存量風電的棄風問題，并使新建增量風電避免重蹈覆轍、不出現嚴重的棄風現象，為實施風電電價調整、控制我國可再生能源發電補貼的整體水平創造必要條件。