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。