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国外风电并网相关政策法规和管理
①国外风电发达国家都制定了严格的并网导则且强制执行。并网导则明确规定了风电场应具备的有功/无功功率调节能力、低电压穿越能力等性能指标。德国针对大规模风电并网制定了一系列的技术标准和规范，其要求高于国际电工委员会(IEC)的标准，对各种并网技术指标做出了明确规定，并通过《可再生能源法》等法律法规保障执行。国际上趋于通过技术进步和制定强制性标准，使风电达到或接近常规电源性能。
②风电收购政策根据风电发展的不同阶段不断调整。德国1991年颁布的《电力入网法》强制要求公用电力公司收购可再生能源电力，促进了风电产业的发展。但1998年后德国电力行业市场化，销售电价整体下降，为了缓解发电企业和输配电企业面临的压力，2000年4月德国出台了《可再生能源法》(EEG2000)，核心政策调整为可再生能源强制入网，采用固定电价优先购买，并建立了可再生能源电力成本全网分摊制度。2009年1月，针对风电在电源结构中的比例不断提高、对电网安全稳定运行影响日渐突出等问题，又颁布了可再生能源法修正案(EEG2009)，对部分情况下风电可不优先收购进行了规定，收购政策从全额无条件收购变为优先但有条件收购[7，11]。
③国外风电运行管理水平较高。一是广泛开展了风电功率预测工作，如德国、丹麦、西班牙等国都实现了风电输出功率的日前预测，为电网的安全稳定和电力市场运营创造了条件。西班牙规定风电出力预测误差超过20%时将被罚款，2006年，西班牙绝大多数风电场发电量都销售给了电网企业，只有不到5%的风电由于预测误差超过20%，发电企业不愿交罚金而采取了弃风措施。二是对风电场进行有效调控，如西班牙成立可再生能源电力控制中心(CECRE)，对风电场进行有效监控和有序调控，以提高风电机组接入后电网的安全稳定水平[8]。
我国风电发展存在的主要问题
截至2010年底，我国风电并网容量达到2956×104kW，“十一五”期间年均增速接近100%。风电在持续快速发展中已逐步暴露出一些问题[12，13]，主要表现在：
①风电开发缺乏统一规划，配套电网建设难度较大。一方面，各地方政府在编制风电开发规划时，主要依照当地风能资源情况确定风电的开发规模和建设时序，导致地方规划风电装机规模普遍大于国家规划。另一方面，风电投资者热情很高，风电开发存在无序现象，风电项目拆批现象比较普遍，建设布局和规模随意性较大，加上电网项目核准和建设周期远长于风电场的建设周期，难以实现风电与电网统筹规划和协调发展，风电项目的建设速度超前于电网建设项目的问题较为突出。
②随着风电的大规模快速发展，系统面临的调峰能力不足问题日益严重。我国电源结构以火电为主，至2009年底，煤电装机占全国发电总装机的74%，而在煤电装机中，供热机组又占了20%以上。在我国风能资源丰富的“三北”地区，供热机组占火电装机的比重更大(如2009年吉林达74%、蒙西达57%)。受电源结构的制约，长期以来我国电力系统调峰能力不足，夏季丰水期弃水、供热期采用机组启停调峰等现象一直存在。随着风电的大规模发展，尤其是风电的反调峰特性明显增加了电网调峰的难度。由于调峰容量不足，2009年吉林、蒙西、蒙东等电网都出现了负荷低谷时段弃风的情况。
③电网建设滞后于电源建设，尤其是跨大区电网的互联规模不足，不利于风电在更大范围内消纳。长期以来，我国电力发展以分省分区的区内平衡为主，省区间的电网互联规模有限，互相调节的能力不足。由于我国风能资源的分布特点，风电开发主要集中在“三北”偏远地区，受当地电力负荷水平和系统规模的约束，风电消纳能力不足。同时，受跨大区电网互联规模有限和交换能力不足的约束，当地无法消纳的风电难以送到更大范围内消纳，不利于风电的大规模开发利用。
④风电技术和运行水平较低，风电发展相关政策有待完善。我国目前已经并网的风电机组多数不具备功率调节、低电压穿越等功能，风电场没有建立支持调度运行的风电集中监控平台、风功率预测系统。另一方面，国家制定了可再生能源发电全额保障性收购政策，在实际运行过程中，调峰手段受限的电网在低谷时段必须采取特别措施(如火电机组深度压出力或部分火电机组停机等)，方能保证风电电量的收购，所付出的代价很大，并且存在一定的系统安全运行风险。此外，风电送出工程、调峰调频等辅助服务相关政策也有待完善。
对我国风电发展的启示
根据国家最新规划目标，2020年我国风电装机可能达到1.5×108kW以上的规模，未来10年我国风电仍将持续较快发展。针对我国风电发展中存在的问题，参考国外风电大规模发展的经验，可得到以下启示：
①优化电源结构，合理配置调峰电源，解决风电大规模发展带来的系统调峰问题。从国外风电并网经验看，风电与其他电源协调发展的关键是系统调峰问题，应优化电源结构，增加电源装机中调峰电源和灵活调节电源的比重。应在具备抽水蓄能站址资源的负荷中心地区，加快抽水蓄能电站建设；在天然气供应有保障地区，建设一定规模的燃气电站；建设大容量高效率燃煤机组，参与系统调峰。
②建设坚强智能电网，解决风电大规模接入和输送问题。坚强电网是风电大规模发展的支撑和载体，我国风能资源分布集中，与负荷中心呈逆向分布，本地消纳能力有限，需加快构建坚强的互联电网，加强跨区输电线路的建设，扩大风电的开发规模和消纳范围。同时，应加强电网智能化建设，改善风电的功率输出特性，对风电场出力进行准确预测和优化调度，解决风电随机性、间歇性特点带来的系统安全问题。
③健全相关法律，制定发展规划，加强并网管理，完善政策支持体系。应适时调整风电收购政策，保障系统安全稳定和总体经济高效；将风电规划纳入能源电力统一规划，实现风电规划与电源规划、电网规划的协调，国家规划与地方规划的协调；制定出台强制性的风电并网技术导则等技术规定，建立风电机组测试与认证制度；完善风电配套输变电工程的定价和补偿机制，建立风电跨省区消纳价格机制，制定辅助服务补偿机制。通过管理和政策措施的逐步完善，促进风电健康发展。
