解决我国风电电价风险的方案

针对以上归纳的4个方面的问题，提出了如下可能的解决方案：

（1）建立合理的风险分摊机制

我国目前对风电场采用的电价政策为固定的标杆上网电价，该政策对于促进风电投资具有重要作用，近年来国内风电装机容量的迅速增长就是最好的证明。通过对国外风电产业发展的调研可以看到，国外许多国家在风电发展的初期，都采用了类似的办法。但是该措施却使得风电功率波动带来的风险完全由电网企业承担。随着风电接入比例的不断扩大，这种风险分摊方式的不合理性会逐步凸显。一种改进的观点是，系统不应该无条件接受风电功率波动，应该有一个范围，范围之内的部分是无偿的，超出的部分则要收取费用。与德国针对可再生能源的电价政策相比，西班牙做出了改进，同样是固定电价政策，西班牙还规定了系统无偿提供功率平衡的范围，对于风电和太阳能是20%，对于其他新能源电源是5%。超出该范围部分向可再生能源发电商收取费用，目前费用为7.8欧元/kW·h。针对我国的具体情况，有如下改进措施可供选择：

1）对于波动超出范围的部分（例如25%）依然由调度部门处理，但需要由风电商支付费用。

2）对于波动超出范围的部分（例如25%）要求风电场自己平衡。此时风电场可以与其他电厂（具有短时间功率调整能力的电厂）签合同，由其他电厂为之留出一定的旋转备用，一旦发生功率缺额，则风电场可以调用这部分预留的旋转备用。

（2）从技术角度降低风电接入对系统带来的风险

风电机组出力的波动性和间歇性，不可避免地给系统运行带来风险，反映为调频问题、调峰问题、无功补偿问题，还包括电网的安全稳定问题等。除了从系统本身入手，还应该激励风电商从技术角度降低风电接入的风险。主要包括3方面：

1）提高风功率预测的精度。出力的波动性是风电机组的固有属性，但是可以预测的波动性对系统运行的风险是可控的。(www.xing528.com)

2）加强风电机组出力的控制。目前常规机组（火电、水电）的控制手段比较成熟，而对风电机组有功、无功出力的控制还非常薄弱，这加大了风电接入系统的风险。

3）增设储能装置，平抑风电机组出力波动。近年来随着材料学、电池技术和电力电子学技术的发展，出现了许多高效的储能装置，例如飞轮储能、全钒液流和钠硫储能、超导储能和超级电容器储能等。高效的储能装置，不仅能够在日常运行中出现风速扰动时降低风电波动对电网的冲击，而且能够提高故障情况下系统的稳定性。为激励从技术角度降低风电接入的风险，可以通过2类途径：一是将风力发电对电网安全影响较大的因素写入并网规则，对发电商行为予以规范；二是对具有调节能力且参与系统稳定控制的风电机组给予一定的经济补贴。

（3）建立辅助服务市场以保障平衡资源的供给

建立辅助服务市场，可激励具有调节能力的发电厂主动参与系统平衡，并从价格上体现不同性能（以响应时间划分）的平衡资源的价值。此举不仅可以调动发电厂的积极性，而且具有良好流动性的辅助服务市场，也会降低平衡服务的成本，保证社会利益的最大化。

（4）实行针对风电的峰谷标杆上网电价

考虑到风电场出力的峰谷特性常与负荷的峰谷特性相反，其反调峰的效果明显，可以实行针对风电的峰谷标杆上网电价，以市场价格信号引导风电场参与调峰。例如当负荷处于谷值时，风电场出力可能处于峰值。若此时批发市场电价较低，风电场完全可以针对市场价格信号做出反应，降低自己的出力，合理“弃风”减弱反调峰的效果。