近來年，隨著大規(guī)模風電并網(wǎng)發(fā)電，風電對電力系統(tǒng)經(jīng)濟性的影響日益引起業(yè)界高度關(guān)注。截至2015年底，全國風電并網(wǎng)容量預計將達到1.2億千瓦左右，其中“三北”大型風電基地并網(wǎng)容量超過9000萬千瓦，占全國風電并網(wǎng)容量比例80%左右。風電開發(fā)利用繼續(xù)保持“大規(guī)模開發(fā)、高集中接入、遠距離外送”的基本格局。“十三五”期間，我國風電還將加快發(fā)展，2020年全國風電裝機容量有望達到2.5億千瓦，大型風電基地裝機將超過1.5億千瓦，未來需要關(guān)注我國大規(guī)模風電并網(wǎng)發(fā)電引起并網(wǎng)成本大幅上升的問題。
　　大規(guī)模風電并網(wǎng)不僅提高輸電成本，并且為保障電網(wǎng)安全而額外增加的平衡成本和容量充裕性成本同樣占到相當比例。
　　高比例風電接入的單位輸電成本呈上升趨勢，超高壓電網(wǎng)輸送風電更加經(jīng)濟。近來，美國國家可再生能源室根據(jù)美國各地區(qū)未來考慮大規(guī)模風電接入的輸電擴展規(guī)劃方案，分析不同地區(qū)接入風電引起的輸電成本。報告研究指出，大部分地區(qū)風電接入比例在5%-30%之間，風電單位平均輸電成本達到300美元/千瓦，已超過風電單位造價成本的25%。換算為度電輸電成本為15美元/兆瓦，折合人民幣0.099元/千瓦。與此相比，我國現(xiàn)行規(guī)定的100公里以上補貼價格為3分/千瓦的接網(wǎng)補貼標準偏低。采用特高壓電網(wǎng)輸送風電，可降低風電單位輸電成本。在接入20%風電情景下，美國西南部電網(wǎng)輸電規(guī)劃研究表明，采用765/800千伏特高壓輸電，風電單位輸電成本為7美元/兆瓦；IEA研究同樣指出，采用超高壓電網(wǎng)輸送風電的單位成本將下降一半左右。
　　為應對大規(guī)模風電的出力波動而額外增加的平衡成本同樣呈上升趨勢。當風電比例達到20%時，平衡成本增加大約在1美元/兆瓦-7美元/兆瓦。風電引起的平衡成本與電源結(jié)構(gòu)密切相關(guān)。例如，美國和芬蘭電源結(jié)構(gòu)以燃煤、燃氣為主，隨著風電比例提高，平衡成本呈明顯上升趨勢；而瑞典和挪威以水電為主，平衡成本上升相對不明顯。
　　風電容量的替代效益有限，隨著大規(guī)模風電并網(wǎng)，風電可信度呈下降趨勢，而引起的容量充裕性成本呈上升趨勢。當風電比例達到30%之前，風電容量可信度僅在6%-25%。德國風電的容量可信度最低，20%風電接入情景下僅為6%，接入30%風電則降到5%。研究表明，當風電比例超過20%，引起的容量充裕性成本在4-5美元/兆瓦。
　　我國需要建立大規(guī)模風電并網(wǎng)成本的疏導機制，促進風電與電力系統(tǒng)協(xié)調(diào)發(fā)展。
　　風電等變動性新能源的高開發(fā)成本得到了廣泛認識，現(xiàn)有政策也較好解決了該問題。但對于由風電出力特性導致的輸電成本、調(diào)峰調(diào)頻輔助服務成本、容量充裕性成本等并網(wǎng)成本上升的認識不足，同時缺乏量化分析，沒有很好的疏導途徑，不利于促進大規(guī)模風電并網(wǎng)消納。
　　目前，我國大部分地區(qū)風電接入比例已經(jīng)達到較高水平。2015年底，冀北、蒙東風電裝機占全部電源裝機的比例已經(jīng)超過30%，甘肅、新疆、寧夏、蒙西、黑龍江風電占比超過20%，吉林、遼寧占比超過15%。為促進風電與電力系統(tǒng)各成員協(xié)調(diào)發(fā)展，需要深化研究我國大規(guī)模風電引起的并網(wǎng)成本趨勢，建立風電并網(wǎng)成本疏導機制，需要完善現(xiàn)有經(jīng)濟激勵政策。
　　一是建立和完善新能源的接網(wǎng)補貼標準，適當提高大型風電、光伏電站基地配套送出電網(wǎng)工程補貼標準。二是將風電等新能源納入到現(xiàn)行輔助服務補償機制中，完善現(xiàn)行輔助服務管理辦法，疏導風電等新能源接入增加的平衡成本。三是完善低谷電價機制，開拓低谷用電市場，鼓勵電力用戶購買風電。四是建立適應大規(guī)模新能源發(fā)展的電力系統(tǒng)規(guī)劃新機制，解決系統(tǒng)容量充裕性成本不足問題。