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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。
