本报记者 王莉    

　　绿色风电“发得出，送不出”的难题，已引起国家有关部门的高度关注。记者从权威部门获悉，随着8月1日风电上网电价新体系的实行，国家能源局正在加快制订风电并网技术规范及新能源检测机制。与此同时，由国家能源局、电力监管委员会和中国电力企业联合会等部门组织的专家调研组即将启程。我国风电“车多路少”的困境有望破解。 

　　风电上网难根本在规划 

　　风电装机容量连续五年翻番，2008年一举跻身全球第四，中国风电市场的规模和发展速度不仅成为全球风电市场中的一匹黑马，而且也无可厚非地成为中国新能源经济的领头羊。但风电设备制造业的急剧扩张和全国风电场建设的风起云涌，却被相对滞后的电网扼住了“喉咙”。 

　　记者在采访中了解到，受电网瓶颈制约，风电场被限制出力的现象已不鲜见。据国家电网公司副总经理舒印彪介绍，2009年以来，吉林电网已三次限制风电出力。2009年春节期间，吉林电网限制风电最大发电出力约45万千瓦；与此同时目前已有部分地区在负荷低谷时段限制风电出力，尤其是冬季问题更为显著。 

　　风电“上网难”原因何在？中国电力企业联合会一位专家给出的答案是：“规划跟不上发展。”这位专家告诉记者，一方面，作为绿色可再生能源的风电产业，发展速度屡屡突破规划；另一方面，电网规划又严重滞后，跟不上风电产业的发展。 

　　来自电网方面的声音认为，目前我国风电产业的前期开发规模“处于无序状态”。舒印彪告诉记者：“各地方政府在组织编制大型风电场或风电基地的开发规划时，主要依照当地风能资源情况确定风电规划规模和建设时序，没有研究风电消纳市场，风电场规划和电网规划脱节，风电和其它电源规划脱节，导致风电与电网及其它电源发展不协调。”

　　以东北电网为例，按照当前建设规模，2010年东北电网最大可消纳风电规模为400万千瓦，而预计2009年底，东北地区风电装机容量将超过800万千瓦；2020年东北电网最大可消纳风电1430万千瓦，而2020年仅吉林就规划风电装机容量2320万千瓦。 

　　国电龙源电力集团公司总经理谢长军在接受记者采访时表示，风电要实现发展，必须加强电网规划和配套电网建设。他建议，随着风电建设规模的不断增大，应该尽快制订适合大规模风电发展的电网规划，重点解决百万千瓦级和千万千瓦级的上网和输送问题，风电的布局要围绕电网规划进行。 

　　风电高速发展催逼规划不断调整 

　　实际上，风电场建设的热潮催逼我国风电建设规划目标近年来不断调整。 

　　先是2007年9月，国家发改委发布《可再生能源中长期规划》，提出我国风电规划目标是2010年装机容量达到500万千瓦，2020年建成3000万千瓦；此后的2008年3月，国家发改委发布《可再生能源发展“十一五”规划》，将2010年风电发展目标增至1000万千瓦，而这一目标也已于2008年末提前完成，预计2009年底，我国风电装机容量有望超过2000万千瓦。 

　　与此同时，2008年我国在甘肃、新疆、河北、内蒙古、吉林和江苏等风能资源丰富地区开展了千万千瓦级风电基地规划工作。目前，全国七个千万千瓦风电基地规划已编制完成，其中甘肃酒泉风电基地已于2008 年开工建设。预计到2020年，我国规划风电装机容量达到1.5亿千瓦。 

　　然而，风电建设目标的不断刷新并未得到电网规划提升的呼应。“我国关于风电建设的规划已经完成，下一步我们需要加强不同电源规划之间的相互协调，以及加紧制订适应新能源发展需要的电网规划，并且应该着力解决电源与电网规划之间的统一。”国家能源局新能源和可再生能源司新能源处处长梁志鹏这样认为。 

　　梁志鹏说，随着新能源发电比重的不断提高，我国应加强统一规划，将新能源规划纳入电力工业中长期发展规划，开展电网消纳能力研究，合理安排新能源发电建设时序，实现新能源、常规能源与电网协调发展。 

　　“制订科学统一的电力规划，是实现我国电力工业可持续健康发展的基础和保障。”舒印彪说，2002年实施的我国电力行业市场化改革，其内涵是要通过市场配置资源，促进电力的可持续发展。但由于对统一规划在电力协调可持续发展中的重要性认识不充分，对电源的统一规划、电源和电网的协调规划的重要性认识不到位，电力规划滞后于电力发展，导致电力工业在快速发展中出现诸多问题。 

　　记者获悉，政府电力主管部门即将展开的这次全国范围内的深度调研，主要将研究如何科学发展核电、水电、风电等新能源和可再生能源发电项目，既努力提高清洁能源发电比重，又使水电、核电及风电等发展与火电、电网建设相协调；二是综合考虑我国发电能源资源分布、电力负荷需求增长、能源运输条件、环保效益和区域经济协调发展等因素，提出对煤电、水电、核电、风电及光伏发电等电源的布局规划。 

　　新的行业定价准则已出台技术标准正在制订中 

　　针对风电产业成长中的烦恼，政府部门近来频频发力，采取积极举措规范行业发展。 

　　自8月1日起，风电标杆上网电价取代近年来的特许权招标，成为行业新的定价准则。所谓标杆上网电价，是对新核准的陆上风电项目按四类风能资源区制定相应的上网电价。四类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。 

　　“风电标杆电价是以2003年到2007年的五期风电特许权招标价格为基础制定的政府价格，这一定价机制将杜绝低电价竞标的恶性竞争出现，对于风电场投资商、运营商和电网公司的积极性都有极大调动，它将使投资者明确投资收益，便于决策和管理。”梁志鹏说，标杆电价的推行实际上是鼓励开发优良的风力资源，用价格手段避免投资者无序“跑马圈地”。 

　　价格和技术标准被认为是风电发展的两处软肋。就在上网电价新政实行的同时，梁志鹏告诉记者，目前国家能源局也正在着手建立风电并网技术规范以及新能源检测机制，目前已经安排了少量资金对相关工作予以支持。 

　　“我国现行的《风电场接入电力系统技术规定》仅为指导性要求，不要求强制执行，内容也较为原则，相关标准偏低，且已经超过有效期。对电网运行产生重要影响的调峰调频能力、低电压穿越能力等相关标准缺失，不能满足风电大规模开发的要求。”舒印彪呼吁，应尽快修订出台相应国家标准，制订风电场并网管理规定，加快建设国家风电、太阳能发电研究检测中心，建立我国强制性的新能源发电并网认证和检测制度，完善并网检测体系。 

　　据了解，欧美主要风电大国均针对风电的特殊性制定了风电并网的技术标准，并建立了检测认证制度，通过实施技术规范、加强检测认证等措施，推动风电通过技术进步达到或接近常规电源的性能，从而实现风电与电网及其它电源的协调发展。

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