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《亮报》：丹麦和西班牙的风电高利用水平是世界公认的，我们国家的风电行业发展和他们相比有哪些特点？存在什么差距？
刘纯：我国风电起步虽晚，但发展速度很快，技术水平也在迅速提高。与丹麦、西班牙等国相比，我国风电发展与之有很大的不同，主要表现在我国风能资源条件和系统调峰能力上。
首先，我国风资源主要集中在“三北”地区，开发规模大，远离负荷中心，难以就地消纳；而国外风资源相对分散，80%以上的风电接到配电系统，能够就地消纳。
其次，我国风电集中的“三北”地区电源结构单一，以火电为主，且供热机组比重大，燃油燃气及抽水蓄能等灵活调节电源不足2%，调峰能力有限，冬季调峰尤为困难。而西班牙水电、燃气发电等灵活调节电源比例高达34%，是风电的1.7倍；美国高达47%、是风电的13倍。
近几年，虽然我国风电技术水平发展很快，但受初期风电年翻番式增长、风电场运行水平不足、配套电网与调峰电源建设缓慢等因素制约，风电利用水平有所下降。主要表现在：调峰能力不足，弃风电量增大；电网规划与风电规划不协调，部分风电无法及时并网；跨区输电通道受限，风电不能在更大范围内消纳；风电运行水平较低，脱网事故频发，电网安全受到威胁。
由于国情不同，我国风电开发相比国外面临着更加严峻的困难，在大规模风电基地运行方面也没有现成的经验可供借鉴，这就需要我国风电研究人员基于我国风电发展具体情况，开展针对性研究，有效解决困扰我国风电并网及运行的问题，保障风电的可持续发展。
《亮报》：从并网来看，要保证电网安全平稳运行，风电企业还应该加强哪些技术的研究？
刘纯：随着风电并网容量的不断增长，大规模风电并网对电力系统安全稳定运行带来的影响也越来越明显。与传统电源不同，风电出力具有间歇性和波动性等特征，对电力系统的调峰调频带来挑战；风力发电通常采用异步发电和基于电力电子装置的变流技术，对系统的功角/频率以及电压稳定性产生明显影响，电网适应性不强，规模风电并网还会改变系统原有的潮流分布，对电力系统的规划、无功电压控制等方面提出了新的要求。
2007年以来我国时常发生因为风电机组不具备低电压穿越能力而引起的大规模风机脱网事故，且随着风电总装机容量的越来越高，脱网事故的严重程度不断增加。据统计，我国2011年合计发生脱网事故193起，风电脱网容量超过50万兆瓦的事故12起；在甘肃酒泉地区和华北沽源地区共发生了6次百万兆瓦级的脱网事故，原因均为风电机组不具备低电压穿越能力以及风电场无功调节性能不满足要求。可以说，所有的脱网事故均是由于风电机组和风电场不满足并网标准而引起的。
为了保证电力系统的供电可靠性和安全稳定性，在大规模风电接入的情况下，需要电网企业和风电企业联合采取各种技术措施解决风电并网带来的问题。
电网运行对风电企业的核心技术要求是提高风电并网运行性能，以保证大规模风电并网后电力系统的安全稳定运行。
2011年12月《风电场接入电力系统技术规定》正式发布，并于2012年6月1日起实施。风电并网标准是保障风电接入后包含风电在内的整个电力系统安全稳定运行的基础条件，符合并网技术标准是《可再生能源法》中规定电网企业对风电企业履行保障性全额收购义务的前提。风电并网标准将对国产化风电机组的技术发展方向提供技术支撑和引导，使风电机组运行性能逐渐达到国际先进水平。
《亮报》：7月，国家能源局发布了《风电发展“十二五”规划》，其中，规划风电2015年并网装机容量1亿千瓦，到2020年要突破2亿千瓦。面对如此大规模的风电并网，电网企业未来面临哪些挑战？您有何建议？
刘纯：从局部看，“三北”风电比重已达到20%的较高水平。电网企业受调峰资源有限、跨区输电能力不足等因素制约，风电企业受风电技术指标不能满足要求、资金回报率低等因素制约，进一步大规模发展风电受到限制。但从全国看，目前风电占电源装机的比重只有5%，中东部地区调峰资源较为丰富，消纳风电的市场潜力未充分发挥。
目前的关键问题是大区之间的联系还很薄弱，还没有形成全国统一的大市场和与之相适应的全国联网能力。因此，我建议电网企业和电源企业按照“建设大基地、融入大电网”的发展思路，加强统一规划，完善配套政策，加快调峰电源和特高压跨区输电通道建设，扩大风电消纳市场，确保实现我国风电发展目标。
