电网安全：风电特性与辅助服务
风电具有一些与常规能源差别很大的技术经济特性：间歇性、随机性、低同时率以及低发电小时数等。这些技术经济特性使风电(在尽量不损失能量的情况下)非常难以控制调节，其谐波污染、无功冲击及有功冲击都对电力系统形成冲击性扰动，在客观上对电力系统安全形成威胁影响。但从技术上看，这些不良影响是可以通过有针对性的技术与经济措施来消除或者应对的。
风电对于电力系统安全的影响是有限而可以应对的，谐波污染、无功冲击的问题基本可以在比较小的范围以较低的代价解决，但有功冲击的问题随着风电规模的不断扩大其影响范围将越来越大、维护安全的代价将越来越高。
在电力系统中，风电的发展依赖于电力、电量这两种相互关联又性质不同的平衡。
由于风电的技术经济特性，风电在系统的电力平衡中其实并不能作为支撑性的装机容量，而只能作为一种清洁能源而替代一部分常规能源的发电量(最终实现环保减排的外部效益)，不论风电装机达到多少，不论风电输送得多远，对于系统来说都不是装机容量的“加法”而是原有电量、原有机组发电小时数的“减法”。
在风电规模比较小的阶段，由于无条件并网全额收购等政策法规的支持，风电场并网发电之后替代了临近原有常规发电厂的部分发电量，同时使部分常规机组成为风电的旋转备用机组，这样通过就近“吃备用容量”可以实现系统的电力平衡。
当风电开始规模化发展的阶段，附近原有常规机组的调峰调频能力已经不足以维持系统的电力平衡，这个阶段通常通过提高并网电压等级来实现在更大范围的电力平衡，其实质是让风电在更大范围“吃备用容量”，让更多的常规机组减少发电小时数。
当风电进一步以百万、千万千瓦基地的模式大规模发展时，一方面，通过提高电压等级进一步扩大电力平衡范围已经弊大于利，远距离电力平衡过程中电网潮流的剧烈变化，严重威胁系统安全稳定运行；另一方面，我国风电富集地区大多互相临近，相邻地区同质化严重，已经不具备相互支撑平衡电力的能力。因此，这个阶段就必须为风电机组就近配套建设新的调峰调频电源，主要通过“就近平衡”来维持高压输电通道的稳定性与连续性，保证系统整体的安全稳定。
我国缺少燃油、燃气等快速调节机组，绝大多数风电富集地区缺少具有调节能力的水电机组(径流式小水电较多)，从经济上也不可能建设与风电规模相应的抽水蓄能机组，大容量储能技术目前更未发展到实用阶段，因此，我国风电大规模发展的结果必然主要借助火电机组作为配套调峰调频电源。这样，在近期将降低临近火电机组的发电小时数，在远期则需要专门建设一批调峰性能较好，单机规模适度，以低小时数运行的配套火电机组。
对于与风电配套的调峰调频电源，低负载率运行、频繁启停机组、额外投油维持运行等“非常规运行措施”都增加了火电机组的经济成本、排放比率与安全风险；因此，为在风电大规模并网情况下保持电力平衡、保障系统安全稳定，最核心的措施就是落实辅助服务补偿机制，以保证与风电配套的备用容量。
在多种能源并存的电力系统中，调峰调频的义务具有不同优先序列。由于在环境保护、能源安全等方面的多种因素，我国法律明确了全额收购可再生能源的基本原则，因此其他常规能源有义务为其配套调峰调频；而冬季供热涉及“以人为本”社会稳定大局，在不能从技术上实现离网供热的情况下，风电机组同样有义务弃风限电让容量。
但义务不等于无偿，特别是在每时每刻都需要电力平衡的电力系统中，参与调峰调频的所有机组——常规机组与风电机组——都有权利获得经济补偿，只有满足投资者可以预期的回报，才能从根本上保证系统的安全备用裕度。因此，在冬季供热负荷比例过高的地区，可以安排风电场弃风让出容量之后给予经济补偿，也可以在一些热电联产综合效益不突出的小城市恢复热电分供。
电量分摊：“补火容风”与统筹消纳
由于风电特殊的技术经济特性，风电必须与配套调峰调频电源就近平衡才能避免潮流大幅波动维护系统安全稳定，因此风电并不存在独立的远距离输送命题，也不存在单独的“风电消纳”问题。
例如，根据目前内蒙古电网“十二五”发展规划，将通过多条特高压、超高压输电通道建设，把外送电力的能力提高到4300万千瓦，以满足1500万千瓦风电外送的要求，即通过主要与火电就近平衡“打捆外送”，以保持输电通道功率平稳，减少潮流波动。这样，按照最大负荷4500利用小时测算，远距离输送的电量中风电只占17.05%。因此，所有以输送风电名义规划的特高压、超高压通道，未来80%以上的电量其实仍是在输送火电。
资源与市场分布不均衡是我国相当突出的特殊国情，“西电东送”的电量分摊、利益平衡是一个长期存在的问题。由于风电富集的“三北”地区恰好正是我国最主要的能源输出地区，风力资源与煤炭资源形成了叠加，因此近年来风电的高速发展无疑加剧了“西电东送”电量分摊、利益平衡的矛盾。
一是风电需要“就近平衡”的技术经济特性，降低了资源输出地区原有机组的发电小时数，其大规模发展损害了当地利益，即使在技术上可行，在经济承受能力上也不可能完全就近由贫困地区分摊昂贵的风电电量。
例如，2006年6月30日-2009年6月30日华北电网有限公司累计支付风电电费14.3亿元，其中5.01亿由可再生能源电价附加进行补贴。而在这5.01亿补贴中，1.8亿通过其他网省公司配额交易取得，3.21亿由冀北(风电发电地区)终端用户承担，而这一地区多为贫困的国家扶贫开发县。
又如，根据《甘肃酒泉千万千瓦级风电基地规划报告》，2010年该基地风电装机将达到516万千瓦；显然，届时甘肃风电已经很难在结构脆弱的甘肃电网范围(2008年总装机容量1496万千瓦、统调最大负荷803万千瓦)实现电力平衡。如果就近升压到西北电网范围，在理论上(2008年陕—甘一宁—青4省总装机容量5073万千瓦、统调最大负荷2805万千瓦)虽然可以容纳516万千瓦风电的大部分就近电力平衡，但根据甘肃电力公司测算，若按用电量比例在陕一甘一宁一青4省境内分摊消化，四省区火电机组年运行小时数将整体降低约200小时以上。
二是随着风电的大规模发展，资源输出地区不仅不可能在本地做“减法”，而是将借助发展可再生能源的机遇做“加法”，带动一批配套火电机组上马，并努力争取更大规模的“西电东送”配额(包括有利可图的价格)。这样一是从一个侧面补偿当地配套火电机组的小时数损失，二是从总量上进一步扩张能源输出的市场。
如甘肃电网2008年基本送受平衡(年发电量690亿千瓦时，全社会用电量678亿千瓦时)，并不属于山西、内蒙那样典型的能源输出地区，但借助开发酒泉千万千瓦级风电基地的机遇，目前已经提出按照2：1的比例为风电额外配套建设加倍的打捆火电，使甘肃电网随着各类电源的建成投产发展为送端型电网。
而一个反例就是能源输入省江苏，其风电发展的结果必将降低苏北火电机组的发电小时数(省内潮流受到过江通道限制)，风电的大规模远距离输送必然会抑制受电地区的发电机组发展规模，而作为经济发达地区的江苏已经无可转嫁这个成本。
总之，风电大规模发展的电量分摊问题必须放在我国“西电东送”的大框架以内统一规划，统筹考虑能源输入与输出地区的市场供需，从宏观上处理好送煤／送电的战略选择(风电的发展为送电的选择增加了砝码)，合理平衡不同地区火电机组的建设规模与经济效益，在经济发达地区推广“绿电”认购制度等补贴西部贫困地区。
另外，任何稳定运行的远距离特高压、超高压线路中，实际上的风电电量都将只占很小一部分，因此特高压、超高压线路／网络的建设也应纳人“西电东送”、“全国联网”的大框架通盘考虑，而目前只是抓住各种机会一条一条搭积木，显然不利于电网整体效益的体现。
为满足优先收购可再生能源的目标，在维护系统安全稳定(核心是避免潮流剧烈变化)的约束条件下，风电的所谓“消纳”其实是两个问题：一个是发电并网环节的电力平衡、调峰调频问题，一个是电力市场环节的电量分摊、供需平衡问题(而后者并不是一个独立的风电新问题，而只是一个以可再生能源的名义重新包装的常规问题)。
风电的电力平衡与电量分摊是互相影响的两个问题，但性质不同、解决方式不同而且不可相互替代，电力平衡问题在技术上只能就近安排配套调峰调频电源，在经济上必须落实辅助服务补偿机制；电量分摊问题在技术上需要做好“西电东送”“全国联网”的电力系统总体规划，在经济上需要平衡不同地区不同利益主体的市场需求。电力平衡与电量分摊互为必要条件而非充分条件，电力平衡应从小处着眼分层分区逐级平衡，全国总量的平衡不能代替每个局部的平衡，电量分摊不论远近也都需要满足电力平衡解决调峰调频；电量分摊应从大处着眼，所有并网电量一并考虑最终实现全国电力市场的供需平衡，单纯突出“风电消纳”或者仅仅以风电为中心设计配套打捆，有可能为更大规模的火电消纳埋下隐患。
总之，“补火容风，统筹消纳”是解决风电电力平衡与电量分摊问题的基本原则与方向，这主要是经济性与政策问题而不是技术与运行问题。
科学发展：协调规划与发展方式
加强规划的权威性、专业性与协调性
由于风电特殊的技术经济特性，风电的发展规划必须注意权威性、专业性与协调性，坚持统筹兼顾的科学发展方法论，处理好宏观政策与微观对策、远期目标与近期举措、产业方向与计划落实、部门职权与公众权益等各种关系。
权威性风电发展规划的管理应进一步加强权威性，编制、发布、执行与调整应遵循基本的程序与制度，对于违反规划者应有相应处理措施，规划者自身也应维护规划的严肃性，避免朝令夕改。规划的权威性在很大程度上体现于后续项目核准制度的严肃性与合理性，目前按照风场建设容量(5万千瓦)划分中央与地方核准权限存在明显制度漏洞，引发大规模“拆批”现象(超过70%)。可考虑参考矿产开发的核准模式，在同意勘探规划的基础上按照资源开发规模划分核准权限，即一定容量以上的大型风电基地由国家能源局统一核准把握进度，其他小型分散风场由各省自行核准。
专业性风电发展规划的深度与宽度应符合专业性要求，不仅要有全国总体大盘，还应有重点地区布局以及重大项目上马时序；不仅要有风电装机数量；还应考虑到配套调峰调频与电量消纳方案；另外还应体现保障系统安全、促进技术进步的基本导向并考虑到规划期间电价承受能力与有关投资、财税政策安排。
任何能源的开发利用都有成本，绝大多数能源都不会真正开采到竭尽，而会在更早的时间就因为成本(包括替代比较成本)过高得不偿失而停止开发利用；反之，按照能源开发利用成本制订开发时序也成为一个基本原则。
虽然相对于化石能源来说，可再生能源没有储备问题，早开发早受益，但新疆风能与河北风能到负荷中心的距离毕竟相差很远，海上风能与陆地风能的开发利用成本相差较大(超过1.5倍)，强风区与弱风区的差异更大(大约6倍)，因此，风能的开发利用应避免全国同时上马遍地开花，即坚持“三优先”原则：即优先开发资源丰富的地区，优先开发负荷大和靠近负荷中心地区，优先开发电网输送能力强、网络结构完善的地区。
我国发展风电的核心目的主要是环保减排替代煤电，因此发展风电不仅要考虑自身的成本，还应考虑被替代者的成本!不论常规能源(例如火电)还是清洁的可再生能源(例如风电)，都是资金密集型产业，大多数设备的寿命周期也比较长，被替代项目的巨额沉淀成本(或称“锁定成本”)将使提前淘汰的成本非常大，因此发展风电必须与火电统筹考虑，而且必须在全国范围统一考虑，不能一边大上风电同时继续上马火电，特别是作为消纳目标市场的东部经济发达地区，必须从现在开始逐步限制火电机组。
协调性风电毕竟是我们对其客观规律还掌握不够的新能源，其发展规划应注意与各方面的协调，资源规划与电力系统设计相协调，可再生能源规划与常规电源规划相协调。目前我国只有城镇建设领域有《城乡规划法》，而国民经济与社会发展其他领域的政府计划，仅仅是以前计划经济管理体制的延续，政府管制的总体趋势是从“计划”向“规划”转变，从刚性的指令向弹性的指导转变，从侧重数量的计划向侧重质量的引导转变——因此“加强规划的权威性”本身正是转型期的一种悖论。由于目前我国政府依然通过项目准人、价格审批等手段深度干预电力行业的微观投资与运行，因此很难有精力完成好专业性要求很高的规划职责，职权与目标的错乱更常常使有关部门在宏观政策与微观对策、远期目标与近期举措、产业方向与计划落实、部门职权与公众权益等方面表现得价值错乱、进退失据。
电力(包括风电)的种种规划问题，是政府宏观决策与微观监管职权关系不顺的反映，更是政府向市场放权、向人民让利不到位的结果，因此现阶段与其呼吁加强行政权威不如提请有关部门更加重视专业权威，在电力(包括风电)规划的研究制订过程中广泛征求各方意见、加大资金投入与技术投入，在尚未理顺机制的情况下起码要把应有的基础性、专业性工作做到位。
充分发挥大规模集中开发与分布式发展的各自优势
风电在我国发展的20余年中，基本都属于在海岛草原高山等地区的分布式开发，大规模集中开发仅仅是近2—3年的新情况，从世界范围看，风电的分布式发展模式依然是主流。因此，在根据我国资源廪赋进行基地式集中开发(这也是客观条件的一个重要方面)的同时，不能忽视更广大区域分布式风电的发展。
一是在发电侧，除了规划中的百万、千万千瓦级别风电基地，还存在很多就地消纳、就近平衡的分散小风电场。
二是离网型，在电网未能通达的偏僻地区风能与柴油发电机包括光伏发电装置组成混合系统，以解决小社区的供电问题，近来也有案例探索将风电配套于某些对于供电连续性要求很低的耗能产业(例如制氢)。
另外就是在用电侧，风能与蓄电池或蓄热蓄冰等设备配套直接为用户提供能源，以减少或者控制对于电网的消费需求(有时还可能存在反送电能的情况)。
相对于大基地模式，这些分布式发展的风能模式往往对于电网更加友好，而且可以在安全保障与普遍服务方面为大电网提供独特的有效支撑，因此在国家有关扶持可再生能源发展的政策中，不应忽视对于分布式风能的支持(例如欧美国家对于购买小型风电设备的居民给予政府财政补贴的支持)。
虽然近年来我国风电的发展速度非常快，但从某种意义上说，目前我国风电所谓基地式集中开发仅仅属于风电资源的天然聚集而已，在设备选型、基地经营管理、运行调控、信息共享等方面依然高度分散，造成同一片风电基地内部的电机设备“八国联军”、布局各自为战、建设经营缺乏统筹、运行调控与信息分享协调困难，远远谈不上在产业发展方面的规模效益!
因此，在条件允许的情况下应参照水电流域开发的经验与教训，整合百万、千万千瓦级别大风电基地的各项资源，通过置换赎买等手段组建以风电专业公司、大型发电集团与地方骨干企业为核心的大型风电经营管理实体，通过大型风电基地统一选型、有序开发、合理布局、优化接线、集中补偿消谐(控制电能质量)、集控运行、计划检修、分享信息、联合预测预报等专业化集约化管理真正实现规模效益，提高安全运行水平。
市场约束：社会承受能力与成本比较
我国风能存在若干加大成本的不利因素：由于缺乏自主知识产权拉高了设备成本，急功近利的心态又使我国处于极端不利的谈判地位(基本无心顾及什么“以市场换技术”)；由于缺乏足够的调峰调频资源，大量火电机组配合风电调峰调频，额外增加了煤耗油耗与经济损失；能源分布与消费市场空间距离遥远，运输成本高(不仅是风电)；在发电与电网环节以国有资本为主，政绩意识大于成本控制意识……总之，目前为止我国风电装备制造、发电、电网等主要环节对于风电的热情支持与大规模投入，在很大程度都是建立在争取国家各类优惠补贴政策的基础之上，如果按照近年来风电的速度、规模与模式继续发展下去，很快将触动社会承受能力的问题。
目前看，风电是一种经济性比较低但外部社会效益较好的资源(具有“正外部性”)，推动风电发展初期，在很大程度上不能完全依赖市场机制而需要政府的主导与社会的参与。但是，随着风电规模的不断扩大，也必须注意到公共投入的成本／效益问题并自觉意识到社会承受能力的界限问题。
因此，为保障风电持续稳定协调地健康开展，应逐步引进市场约束引导良性竞争，在设备制造环节逐步提高技术准入门槛，在发电环节逐步压低上网价格(欧洲很多国家设置了电价下降的时间表激励企业不断降低成本)，在电网环节加强成本监管、调度监管与规划控制——随着风电造价降低、在能源领域不断深入的环境成本内部化，风电的竞争能力、可交易性将不断提高，风电的资源配置、市场交易、价格确定、辅助服务补偿最终还是将趋向市场主导。
虽然涉及多元价值，但我国发展风电的核心目的毕竟还是环保减排替代煤电，因此对于风电的扶持不是无可选择的!目前已经有几十种技术方案可以实现环保减排的效果，因此必须横向比较不同环保减排技术方案的成本代价(即每少烧1吨煤、每少排1吨C02的成本)，同时统筹考虑环保减排的技术成熟程度(如果技术水平过低不但成本昂贵而且技术寿命短暂)，环保减排的技术适用范围(例如风电占电网总装机容量的比例毕竟不可能无限制扩张)，相关领域人才与管理因素等等。
风电与火电对比，本来是具有无燃料成本的先天优势的，但在目前上网价格高于火电54%的条件下，风电依然没有财务方面的竞争优势，关键还是技术落后、粗放发展造成固定成本过高所致。按照目前的发展状况，我国风电基本不具备独立生存—发展—竞争的能力，完全依赖政策扶持与多方利益输送，其中很大一部分利益流向，正在从中国国民流向国外的核心技术拥有者，而由于中方的急功近利，连所谓“市场换技术”的象样的谈判与搏弈都没有。
发展重点：从注重数量转向注重质量
我国风电资源丰富，在各有关方面的共同努力下，装机容量连续4年翻番式增长，2009年末并网装机容量预计将近1500万千瓦；而按照2020年1—1.5亿千瓦的可能规划规模，未来10年每年的新增装机都将在1000万千瓦左右。
一方面，风能是目前世界上继水能之后唯一可以大规模开发(全球装机已经上亿)的可再生能源，对于我国能源安全与环境保护具有重大意义，我国风电发电量占全部电量的比例相比于美国、欧洲国家还存在较大的提高空间，有必要继续坚持大力发展的基本方针。但另一方面，由于资源廪赋、技术水平等方面的差异与差距，我国风电也存在着开发无序、技术落后、成本畸高、安全隐患显现、各环节之间矛盾纠葛等种种问题，急需提高发展的质量，打造必要的支撑体系，内容涉及政策保障、装备支持、技术标准、人才培养等方面。
面对这些快速发展中难以避免的问题，有必要在坚持大力发展的基本方针基础上，把握产业发展趋势，将发展重点从数量转向质量，促进我国风电健康、稳定、协调、持续发展。一是努力提高相关科技与管理水平确保电网安全，避免目前局部性、时段性的问题发展成全局性经常性问题；二是加强规划的权威性、专业性与协调性，妥善处理电力平衡、电量分摊等风电消纳问题，在真正实现集中开发规模效益的同时兼顾分布式发展模式；三是完善有关法规、政策在让有关各方有利可图的同时，统筹考虑社会承受能力，加强专业监管，避免由于问题集中爆发而造成行业的大起大落；另外就是坚持统筹协调的科学发展观，技术的研发、设备的试验、调度运行的经验、勘探预测的水平、综合规划的研究等等都需要相当长时间的必要积累，不能急于追求短期政绩。
对于设备可靠性问题，可以通过提高质量标准、积累运行经验通过一段时间进行消化；但对于由技术水平低下引发的技术寿命短暂问题，则不适宜再过度鼓励上规模、上产量，继续翻番式高速增长，在这个阶段应大力引导技术进步，提高技术门槛(例如逐步限制单纯购买国外许可证简单组装的生产经营方式)，坚持先积累技术再扩大规模的发展路径，避免突破经济承受能力。
目前各媒体炒作的风电设备制造“产能过剩”问题，从市场经济角度看本身就是—个伪命题。竞争性领域的企业投资行为属于风险自负的范畴，而且从历史上看，不论煤炭开采还是火力发电，政府直接控制调整产能都是失败的，准入门槛只能设置在安全、技术、质量等领域——目前风电设备制造环节真正迫切需要政府干预的，只是缺乏强制性标准导致的技术水平低与“电网友好性”差。(来源：《中国电力企业管理》2009年第10期 作者：国家电力监管委员会研究室 吴疆)
