技术上的困难是可以克服的，管理体制尚未捋顺、利益分配不均衡才是造成风电并网困难的首要因素。

　　在刚刚过去的2010年，中国风电累积装机容量达到4182.7万千瓦，超越美国坐上全球头把交椅。但同时，中国风电的发电量为500亿千瓦时，实现并网容量仅为3107万千瓦，仍低于美国，位居世界第二。

　　国家电监会于近日发布的《风电、光伏发电情况监管报告》显示，截至2010年上半年，我国风电未并网容量为76.36 万千瓦，国内风电场因风电无法上网而导致的弃风达27.76亿千瓦时。

　　电监会报告认为，造成这一问题的主要原因在于风电发展规划侧重于资源规划，缺乏具体的风电送出和风电消纳方案，大规模风电送出消纳的矛盾日益突出。

　　差别巨大的数字

　　中国风电装机容量的连年翻番增长，俨然已经成为衡量中国风电产业发展速度的唯一标杆。相比为人们所津津乐道的4000万千瓦的总装机容量，3107万千瓦并网容量这一数字显然较为陌生。“实际上，这种倾向有失偏颇。”国家发改委能源研究所副所长李俊峰告诉《科学时报》。

　　“千瓦不等于千瓦时，装机容量不等于实际发电量。只有当电网有效地把电力从风机传递到终端用户时，风能才有价值。”李俊峰认为，风电装机容量代表了中国风电的“产能”而非“产量”，风电并网容量更能说明问题。

　　电监会报告认为，造成风电并网瓶颈的主要原因在于近年来我国风电与电网在规划和建设上的严重脱节。风电发展的速度超乎所有人的预期，而电网建设却是按照常规进行，这使得依据国家风电发展规划进行的电网建设难以满足风电快速发展的需求。

　　风力发电集中在西北部，而用电负荷集中在东部地区，这决定了风电必须走长距离集中输送的模式。风电相比传统发电方式，更加依赖于电网整体的消纳能力。而目前电网在储能和补偿领域的建设远落后于以风电为代表的新能源装机容量的快速膨胀，从而导致了接入瓶颈问题。

　　对此李俊峰表示，风电并网难首先是因为国家的发展规划落后于实际发展速度，这大大影响了电网建设，电网建设的滞后势必影响风电的上网。

　　“此外还有机制问题。”李俊峰告诉《科学时报》，“电网也是企业，提高电网企业的积极性一方面是行政的约束，另一方面是经济激励政策，电网企业在吸纳可再生能源发电上网时也需要有经济利益，至少是不亏损。”

　　技术难点亟待突破

　　事实上，并不能将风电并网中存在的问题完全归结于电网企业的不重视、不积极。

　　据国家电网2011年1月份公布的最新数据显示，为支持风电发展和大范围消纳，截至2010年底国家电网公司共投资418亿元，建成投运风电并网线路2.32万公里，其经营区域内风电并网装机已达到2826万千瓦，占全网最大用电负荷的4.2%。

　　其中，蒙东、吉林、冀北三个风电装机量排名居前的地区，风电并网容量占全网最大负荷的比重分别为82%、28.6%、9.8%。但对这些区域的电网运行而言，风电装机占比较高带来的运行不稳定因素日益增多。

　　国网能源研究院工程师尹明告诉《科学时报》，目前我国规模化发展的风电面临两大问题：以煤电为主的电源结构基础上的调峰问题，以及风电远距离大规模集中发展的经济性问题，这两个问题将成为下一步研究的热点。

　　此外，大规模风电入网的政策、规范和运行机制等软课题也十分重要，“政府和监管机构应该发挥日益重要的作用。”尹明表示。

　　从风电并网研究的初步成果来看，风电并网问题已经涉及到以下层面：电网接纳风电的主要措施，集中在改善及组合风电场的模型，提高风电场运行特性，改善系统的灵活性。对此需要加大电网投资，新建改建输电线路，提高输电容量。扩大输电的消纳区域，加强系统互连。

　　改善系统和风电场相互适应的措施主要包括两个层面。技术层面，可以采用智能电网技术、预测技术、风电机组运行调控能力技术。政策层面，可以调整和改进调度策略，加强输、配电线路建设，改善并网导则和技术规范。

　　“我们认为，电网以及智能电网发展的核心任务是服务于可再生能源和清洁能源的发展，非常有必要提高电网适应风电及其他清洁能源的并网、外送、消纳能力。”尹明说。

　　初步研究认为，电网对新能源的适应能力主要体现在几方面：规划引导能力、建设生产能力、标准规范能力、运营调度能力、技术创新能力。尹明认为：“通过这些能力的发展和完善，电网完全有可能承担服务风电和其他新能源发展的任务。”

　　总的来说，尹明认为，基于未来的风电大规模开发，应该积极借鉴国外研究成果，结合我国实际，加大对大规模风电并网经济技术评价、政策发挥、运行机制、市场体制等方面的研究，正确认识我国风电特点，建立风电和电网之间、风电和其他电源之间长期和谐的发展关系。

　　对此，中国电科院新能源研究所所长王伟胜的观点是，风电并网问题主要存在于几个环节：某些省份风电比例较大，这些百万千瓦和千万千瓦级的风电基地建设本身就是一个技术挑战。再者，风电没有有效的预测，特别是没有用预测来指导调度。此外，风电和常规电源的协调发展问题考虑不足，也带来一些问题。

　　王伟胜建议，对电力系统来讲，对风电的资源分布和运营特性度应有更科学的把握，在此基础上开展有效预测。目前我国只能做到0~48小时内预测，将来要努力做到两到三天的准确预测。实时的运行和超短期预测方面要和气象部门合作。

　　技术背后的难题

　　国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山在近期一次公开发言中表示：“风电要想更大规模地发展，现在要解决的问题比过去难度大得多。过去是设备研发等前期工作，现在涉及生产关系的调整，利益的调整。怎么解决？我觉得还是电网公司的认识。如果能够像重视特高压和智能电网一样重视风电，解决不了风电并网吗？大家如果真的从国家利益这个长远利益、根本利益出发，抛弃一些企业小的算盘，这个事情可以解决。”

　　正如史立山所言，风电并网技术障碍背后更深层次的原因在于我国的电力市场发展尚不成熟，市场优化资源配置、技术开发、利益分配和微观均衡等基本功还十分欠缺。

　　尽管《可再生能源法》和国家发展改革委关于费用分摊的实施细则中都对电网企业收购风电给予一定的补偿，以及规定电网为接纳风电而建设增容的部分可以进入成本核算等，但这些收入与电网这个高度垄断企业的总收入相比，几乎可以忽略不计，根本不足以激励电网积极接纳风电。

　　电监会报告指出，风电项目一般远离负荷中心，其配套接入系统建设工程量大、投资高、线路利用率低，接入系统工程补贴政策的标准难以满足部分项目电网投资和运行维护的需要，这将严重影响电力企业建设的积极性。例如，上海市电力公司出资6528 万元建设的东海大桥海上风电项目接入系统工程，按目前电价补贴政策，需要32 年以上才能收回静态投资。调查显示，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆的全部或大部分风电场接入系统工程由发电企业出资建设，部分风电企业还负责接入系统工程的运行维护，不利于系统的安全管理。

　　此外，虽然《可再生能源法》要求电网全额收购可再生能源发电电量，2008年颁布的《“十一五”可再生能源发展规划》中也明确要求电网企业要在2015年和2020年接收1%和3%的可再生能源发电，但是这些规定至今没有落到实处，即使电网没有接入可再生能源也并没有得到惩罚。

　　正如业内一位专家所言，风电并网，最难的是利益调整，其次是观念，再次才是技术。并网困难表面看受制于技术因素，但更深层次的症结在于利益驱动，电网企业在风电上网和远距离输送方面需要大量投入，但收益不大，缺乏利益驱动和变革的动力。技术上的困难是可以克服的，管理体制尚未捋顺、利益分配不均衡才是造成风电并网困难的首要因素。

　　“在技术上，我认为没有什么克服不了的困难，即便有困难，只要利益得到保证，技术问题是可以解决的。”李俊峰说。