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　　技術上的困難是可以克服的，管理體制尚未捋順、利益分配不均衡才是造成風電并網困難的首要因素。

　　在剛剛過去的2010年，中國風電累積裝機容量達到4182.7萬千瓦，超越美國坐上全球頭把交椅。但同時，中國風電的發電量為500億千瓦時，實現并網容量僅為3107萬千瓦，仍低于美國，位居世界第二。

　　國家電監會于近日發布的《風電、光伏發電情況監管報告》顯示，截至2010年上半年，我國風電未并網容量為76.36 萬千瓦，國內風電場因風電無法上網而導致的棄風達27.76億千瓦時。

　　電監會報告認為，造成這一問題的主要原因在于風電發展規劃側重于資源規劃，缺乏具體的風電送出和風電消納方案，大規模風電送出消納的矛盾日益突出。

　　差別巨大的數字

　　中國風電裝機容量的連年翻番增長，儼然已經成為衡量中國風電產業發展速度的唯一標桿。相比為人們所津津樂道的4000萬千瓦的總裝機容量，3107萬千瓦并網容量這一數字顯然較為陌生。“實際上，這種傾向有失偏頗。”國家發改委能源研究所副所長李俊峰告訴《科學時報》。

　　“千瓦不等于千瓦時，裝機容量不等于實際發電量。只有當電網有效地把電力從風機傳遞到終端用戶時，風能才有價值。”李俊峰認為，風電裝機容量代表了中國風電的“產能”而非“產量”，風電并網容量更能說明問題。

　　電監會報告認為，造成風電并網瓶頸的主要原因在于近年來我國風電與電網在規劃和建設上的嚴重脫節。風電發展的速度超乎所有人的預期，而電網建設卻是按照常規進行，這使得依據國家風電發展規劃進行的電網建設難以滿足風電快速發展的需求。

　　風力發電集中在西北部，而用電負荷集中在東部地區，這決定了風電必須走長距離集中輸送的模式。風電相比傳統發電方式，更加依賴于電網整體的消納能力。而目前電網在儲能和補償領域的建設遠落后于以風電為代表的新能源裝機容量的快速膨脹，從而導致了接入瓶頸問題。

　　對此李俊峰表示，風電并網難首先是因為國家的發展規劃落后于實際發展速度，這大大影響了電網建設，電網建設的滯后勢必影響風電的上網。

　　“此外還有機制問題。”李俊峰告訴《科學時報》，“電網也是企業，提高電網企業的積極性一方面是行政的約束，另一方面是經濟激勵政策，電網企業在吸納可再生能源發電上網時也需要有經濟利益，至少是不虧損。”

　　技術難點亟待突破

　　事實上，并不能將風電并網中存在的問題完全歸結于電網企業的不重視、不積極。

　　據國家電網2011年1月份公布的最新數據顯示，為支持風電發展和大范圍消納，截至2010年底國家電網公司共投資418億元，建成投運風電并網線路2.32萬公里，其經營區域內風電并網裝機已達到2826萬千瓦，占全網最大用電負荷的4.2%。

　　其中，蒙東、吉林、冀北三個風電裝機量排名居前的地區，風電并網容量占全網最大負荷的比重分別為82%、28.6%、9.8%。但對這些區域的電網運行而言，風電裝機占比較高帶來的運行不穩定因素日益增多。

　　國網能源研究院工程師尹明告訴《科學時報》，目前我國規模化發展的風電面臨兩大問題：以煤電為主的電源結構基礎上的調峰問題，以及風電遠距離大規模集中發展的經濟性問題，這兩個問題將成為下一步研究的熱點。

　　此外，大規模風電入網的政策、規范和運行機制等軟課題也十分重要，“政府和監管機構應該發揮日益重要的作用。”尹明表示。

　　從風電并網研究的初步成果來看，風電并網問題已經涉及到以下層面：電網接納風電的主要措施，集中在改善及組合風電場的模型，提高風電場運行特性，改善系統的靈活性。對此需要加大電網投資，新建改建輸電線路，提高輸電容量。擴大輸電的消納區域，加強系統互連。

　　改善系統和風電場相互適應的措施主要包括兩個層面。技術層面，可以采用智能電網技術、預測技術、風電機組運行調控能力技術。政策層面，可以調整和改進調度策略，加強輸、配電線路建設，改善并網導則和技術規范。

　　“我們認為，電網以及智能電網發展的核心任務是服務于可再生能源和清潔能源的發展，非常有必要提高電網適應風電及其他清潔能源的并網、外送、消納能力。”尹明說。

　　初步研究認為，電網對新能源的適應能力主要體現在幾方面：規劃引導能力、建設生產能力、標準規范能力、運營調度能力、技術創新能力。尹明認為：“通過這些能力的發展和完善，電網完全有可能承擔服務風電和其他新能源發展的任務。”

　　總的來說，尹明認為，基于未來的風電大規模開發，應該積極借鑒國外研究成果，結合我國實際，加大對大規模風電并網經濟技術評價、政策發揮、運行機制、市場體制等方面的研究，正確認識我國風電特點，建立風電和電網之間、風電和其他電源之間長期和諧的發展關系。

　　對此，中國電科院新能源研究所所長王偉勝的觀點是，風電并網問題主要存在于幾個環節：某些省份風電比例較大，這些百萬千瓦和千萬千瓦級的風電基地建設本身就是一個技術挑戰。再者，風電沒有有效的預測，特別是沒有用預測來指導調度。此外，風電和常規電源的協調發展問題考慮不足，也帶來一些問題。

　　王偉勝建議，對電力系統來講，對風電的資源分布和運營特性度應有更科學的把握，在此基礎上開展有效預測。目前我國只能做到0~48小時內預測，將來要努力做到兩到三天的準確預測。實時的運行和超短期預測方面要和氣象部門合作。

　　技術背后的難題

　　國家能源局新能源和可再生能源司副司長史立山在近期一次公開發言中表示：“風電要想更大規模地發展，現在要解決的問題比過去難度大得多。過去是設備研發等前期工作，現在涉及生產關系的調整，利益的調整。怎么解決？我覺得還是電網公司的認識。如果能夠像重視特高壓和智能電網一樣重視風電，解決不了風電并網嗎？大家如果真的從國家利益這個長遠利益、根本利益出發，拋棄一些企業小的算盤，這個事情可以解決。”

　　正如史立山所言，風電并網技術障礙背后更深層次的原因在于我國的電力市場發展尚不成熟，市場優化資源配置、技術開發、利益分配和微觀均衡等基本功還十分欠缺。

　　盡管《可再生能源法》和國家發展改革委關于費用分攤的實施細則中都對電網企業收購風電給予一定的補償，以及規定電網為接納風電而建設增容的部分可以進入成本核算等，但這些收入與電網這個高度壟斷企業的總收入相比，幾乎可以忽略不計，根本不足以激勵電網積極接納風電。

　　電監會報告指出，風電項目一般遠離負荷中心，其配套接入系統建設工程量大、投資高、線路利用率低，接入系統工程補貼政策的標準難以滿足部分項目電網投資和運行維護的需要，這將嚴重影響電力企業建設的積極性。例如，上海市電力公司出資6528 萬元建設的東海大橋海上風電項目接入系統工程，按目前電價補貼政策，需要32 年以上才能收回靜態投資。調查顯示，黑龍江、山東、浙江、內蒙古、遼寧、新疆的全部或大部分風電場接入系統工程由發電企業出資建設，部分風電企業還負責接入系統工程的運行維護，不利于系統的安全管理。

　　此外，雖然《可再生能源法》要求電網全額收購可再生能源發電電量，2008年頒布的《“十一五”可再生能源發展規劃》中也明確要求電網企業要在2015年和2020年接收1%和3%的可再生能源發電，但是這些規定至今沒有落到實處，即使電網沒有接入可再生能源也并沒有得到懲罰。

　　正如業內一位專家所言，風電并網，最難的是利益調整，其次是觀念，再次才是技術。并網困難表面看受制于技術因素，但更深層次的癥結在于利益驅動，電網企業在風電上網和遠距離輸送方面需要大量投入，但收益不大，缺乏利益驅動和變革的動力。技術上的困難是可以克服的，管理體制尚未捋順、利益分配不均衡才是造成風電并網困難的首要因素。

　　“在技術上，我認為沒有什么克服不了的困難，即便有困難，只要利益得到保證，技術問題是可以解決的。”李俊峰說。