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　　“電網與風電行業的關系是互為依存、唇齒相依的關系，風電需要電網將風電輸送出去，實現銷售，電網需要風電作為電源點，支持電網生存，但目前我國電網成為風電產業發展的‘金箍咒’。”接受中國經濟時報采訪的專家認為，發展新能源已成為趨勢，電網不能再把風電看成垃圾電，而應盡量多收購風電，國家應盡快推出國家層面的新能源發電并網標準。

　　風電并網面臨三重難題

　　風電不穩定而且成本高，這影響到風電并網，世界能源理事會中國國家委員會副秘書長李隆興告訴本報記者，風電并網最大的問題在于風電具有不穩定性和不可控性，風電上網成本要高于火電和水電，因此對電網來說，風電不是好電。這也就增加了風電并網的難度。

　　“由于風電大多在電網末端，當地電力負荷小，消化吸收風電的能力弱。尤其到了冬天大風季節，往往也是當地熱電滿發的季節。電網為了電力供應的安全考慮，總是限制風電上網。”浙江機電機械研究院副院長吳云東對本報記者說。

　　不僅如此，風電項目審批與電網規劃脫節。國務院發展研究中心研究員張永偉認為，“歐洲發展新能源的經驗是將新能源發展納入電網規劃，先規劃電網、后建電站，而我國正好相反。”

　　近年來，國家批準開工的風電等新能源項目屢屢突破既定規劃，不僅總量上得快（風電裝機自2001年以來8年翻了30倍，近3年每年都有超過100％的裝機增幅），而且單一項目也求大，各地爭建1000萬千瓦的“風電三峽”。

　　據統計，截至2008年底，國家和省級主管部門核準建設的風電裝機共2326千瓦，實現吊裝的有1227萬千瓦，并網發電894萬千瓦，尚有333萬千瓦已吊裝風機不能上網發電。

　　廈門大學能源研究所教授林伯強在接受中國經濟時報記者采訪時認為，“風電項目與電網規劃在時間上必須有先后，現在的情況往往是，電網和風電發電沒有互相配合，風場蓋起來，電卻送不出去，這對資金和資源都是一種浪費。”

　　據國家電網預計，東北地區2010年風電裝機規模達到1586萬千瓦，占到東北電網全部電源裝機的19％，低谷負荷的63％，風電裝機超過水電，成為東北電網的第二大電源，遠遠超過東北電網的消納能力。

　　此外，“新能源上網涉及發電預測、儲能投資、標準建設等前沿技術和管理問題，而國家沒有明確這項工作的責任主體、投資主體和工作機制。”張永偉認為，國家對電網公司發展新能源的責權利定位不清在一定程度上阻礙了風電并網，由于電力系統技術的復雜性，電網公司可以提出許多理由特別是以電網安全性為由阻礙新能源發電并網。

     解決風電并網還需多方下藥

　　“想用清潔能源，又不想買單，天下沒有這么好的事。解決風電并網滯后的關鍵是解決誰買單的問題。這個問題不解決，風電并網滯后就解決不了。”林伯強反復強調

按我國此前的《可再生能源法》的要求，電網企業應當全額收購可再生能源電力，為了支持新能源發展，新能源發電的上網電價也比傳統電源要高。正因為此，國家電網多收一度新能源電力，就意味著少一些利潤。

　　因此，“對電網要有激勵政策，要規定電網的強制性市場份額。”中國風能協會副理事長施鵬飛也表示，補償電網所增加的成本，調動電網吸收風電的積極性，這個問題解決了，電網才能由被動變主動，千方百計多接受風電，這是根本的問題。

　　目前的《可再生能源法》修正案草案中提到了“可再生能源發電將獲政府補貼”，對此，林伯強表示，簡單說補貼，是沒意義的，這是一個量的問題，補貼規模多大很關鍵。

　　林給記者算了一筆賬：如果風電份額在整體電力結構中達到10％的話，這個補貼額度大概需要3000億元到8000億元左右。他表示，目前問題是，“讓消費者買單，不太現實，讓政府補貼，政府又拿不出錢。”

　　此外，“解決風電并網難的問題，應加大技術投入，強制要求風電企業安裝短期（1—3天）和中期（1周）發電量預測系統。電網根據預測進行調度，并根據預測精度高低對風電企業進行獎懲。而且，還要加大電網建設投入，尤其是風電基地到用電中心的輸出通道建設。”吳云東說。

　　對風電并網技術，近日，國家電網公司推出《風電場接入電網技術規定》，該規定將風電并入電網的價格提高了幾分錢，對風電并網的要求也設置了門檻。業內人士表示，對于風電廠商而言，此舉無疑會進一步增加風電并網的難度。

　　華電集團計劃發展部副主任田鴻寶表示，無論是從電網安全還是從風電的長遠發展考慮，國家電網制定風電并網相關技術標準都非常必要，但是若要上升到國家標準，需要相關專家充分論證，提升標準的權威性，并從發電、輸配電多個角度來平衡并網標準的制定。

　　也有業內人士表示，風電并網技術標準的制定應該起到鼓勵、支持風電并網的作用，而不是一味提高風電并網的“門檻”。

　　接受采訪的專家認為，只有通過電網、電廠和設備商三方的共同努力，才能夠實現新能源產業的發展。盡快推出國家層面的風力、太陽能等新能源發電并網的標準，已經迫在眉睫。