风电产业虽发展迅猛，但风电接入电网问题短期内很难解决。分析其原因，既有技术落后、标准缺失、规划不尽合理、风力不稳定等客观原因，也有我国电力定价体制建设滞后的原因。由此造成的是风电场的经营效益不佳，进而影响到风电设备、零部件产业的发展后劲。解决好新能源电力并网问题成为事关我国整个新能源产业发展的关键。
7月底，中共中央政治局常委、国务院总理温家宝到吉林省考察时强调要集中力量开展风电并入电网的技术攻关，风电发展规模要合理。7月30日，国家电网公司首次召开新能源工作会议，主要议题是风能、太阳能等新能源发电接入电网问题。
风电并网问题凸显
近年来，随着我国风电规模扩张迅速。据了解，2008年底我国有超过1215万千瓦的风电机组完成吊装，其中1000万千瓦风电机组已通过调试可以发电，但并网的装机容量仅为894万千瓦，其并网比例只有73.6%。风电场实际运行利用小时数在2000小时以下，而规划的平均利用小时数是2300小时。
电监会7月21日发布的《我国风电发展情况调研报告》中指出，电网企业新能源电网接入滞后，导致风电和太阳能发电企业发电无法上网。另据相关调查表明，我国风电机组1/3处于闲置状态。一时间，所有的目光都集中在了电网公司的身上。
国家电网公司副总经理舒应彪在此次工作会议上明确表示国家电网支持风电发展的同时，也解释了新能源发电接入电网进展缓慢的原因：国内风电存在的缺乏规划、无序开发、相关政策不完善等问题，是导致并网困难的主要因素。除此之外，舒应彪表示，“无条件全额收购”政策也影响着电网的调度安全。国家电网希望国家修改此政策。
国家电网的理由有多少是实际困难，有没有推脱责任的成分？我们来简单分析一下。
电网接入缺乏经济动力
首先，资金投入不足，特高压线路的建设资金需求巨大。一条特高压线就需要上百亿元，而财政支持新能源整个产业每年才几十亿元，短期内不太可能出资大搞电网建设。
其次，联合证券的研究结果表明，50-150MW规模的风电场输送距离超过10千米以上的，电网公司的投资效益并不高，缺乏投资动力，导致某些偏远风电场的电网建设由发电企业自行承担，从而限制偏远地区的风电场建设开发。从电监会的2009年初公布情况来看，电网公司在部分风电接入的电网建设投资缺乏动力。以蒙西地区为例，其电网15个风电项目中，仅5个项目的接入电网工程由电网公司负责建设和管理；黑龙江省的风电项目配套接入电网工程基本上由发电企业承担。
地区电网承受能力有限
我国风能资源主要分布在三北地区（包括内蒙古、河北、甘肃和东北）。2008年内蒙古、河北、甘肃和东北地区累计装机容量865万千瓦，占全国71.2%，因此三北地区的风电发展情况基本上代表了全国状况。
风电本地消纳能力受当地电源结构状况影响。衡量本地消纳风电的能力指标主要是风电穿透功率极限，其定义为系统中风电场装机容量占系统总负荷的比例，不同发电装机结构的地区，其消纳风电能力有所不同。2010年内蒙古、甘肃、东北地区的风电本地能够消纳的装机容量占总装机容量比例分别为7.4%、10.9%和8.3%左右。按各地风电建设和规划水平来看，上述三地风电装机容量达到电网总装机容量的10%以上，已经超过地区电网消纳风电能力的极限。
电网安全运行受到冲击
另外，风电并网会引起电网电能质量下降、谐波污染，大型风电场并网时会引起电网电压、频率的不稳定，并且为保证电网安全稳定运行，电网需要保留2-3%的机组旋转备用容量，如果满足风电并网要求，必须降低网内其他电厂和整个电网运行的经济性。
新能源电网投资主体不明确
看来，新能源发电接入电网进展缓慢，不光是电网公司的责任，但是电网公司如果仅仅从自身的经济利益角度考虑问题，未免过于牵强。北京工商大学经济学院教授吴强对《中国能源报》记者说：“电网企业所说的政策不完善的症结就在于目前对于新能源电网投资主体定位不明确，是由电网投资，还是由财政直接接管，不过从现实情况看这两种方案都不太可行。最根本的还是电价体制的改革，电价体制要做‘大手术’。这必然触动到电网公司和有关政府部门的利益，最终结果是各方利益的平衡点。”
新能源发电接入电网的问题如果久拖不决必将放缓我国整个新能源产业发展的步伐。对此，国家能源局新能源和可再生能源司新能源处处长梁志鹏表示，部分风电场出现的电网建设没有跟上、限电等现象，是由于风电发展速度较快，管理工作相对滞后导致的一段时期内的问题。长期来讲，必须解决这些问题。否则新能源发电无法发展。要通过多方面的工作，特别是要加强风电场的规划和协调，将以资源为主的风电开发规划，和电网建设规划相衔接，并在开发时序上进行协调。
中国风能协会副理事长施鹏飞则认为，应该制定相应的补偿和激励措施，激发电网企业在接入新能源方面投资的积极性。
电网接入暂难解决
造成目前部分风电场接入电网困难的客观原因是风电场开发缺乏规划，部分风电场规模小，地处偏远，电网企业在电网建设投资时缺乏动力。随着风电开发的深入，成熟的规划将增加新建风电场接入电网的比例。另外，偏远地区多个风电场同时开发形成规模效应，增强电网企业的电网建设投资动力，然而这是一个较为长期的过程。
此外，风电本地消纳能力主要依靠电源结构变化。从发电的经济性角度考虑，1000万千瓦的水电和火电的电网调峰能力裕度来消纳风电装机容量分别为180万和65万千瓦左右。目前新增火电机组基本为30万或60万千瓦以上，其调峰能力逐步增强，电网消纳风电能力也逐步提高，但这是个缓慢的过程。
最后，也是最重要的，解决上述问题需要的资金无法落实，似乎只能通过电价体制改革来筹措（电价改革不代表电价上升），然而电价体制改革的阻力很大，因为这涉及到多方的既得利益，各方博弈的结果难以准确判断。新能源发电接入电网问题短期内暂难解决。
电网瓶颈导致风电投资吸引力降低
从理论上来看，考虑CDM项目收入，非特许权项目和第五期特许权项目风电场基本上能够维持10%和8%左右的内部收益率。但从实际情况来看，由于投产风电场不能并网，并网风电场发电量未能全额上网，上网电量的减少意味着运营成本的提高，从而使风电场实际盈利水平与规划水平相去甚远。
具体来看，特许权风电场有着良好的配套设施和电量收购保证，但其中标电价低导致其盈利能力较弱；非特许风电项目的上网电价普遍较高，但其并网设施和电量全额收购没有保证，其盈利能力与规划水平相去甚远。
中电联的数据显示，以内蒙古为例，2008年内蒙古吊装装机容量为374万千瓦，其中并网为242.1万千瓦，并网新增107.7万千瓦，全年累计发电量为37.4亿千瓦时，平均利用小时数为1996.6小时。从目前内蒙古已开发的风电场统计情况来看，其规划的平均利用小时数为2400小时以上，实际运行的平均利用小时数低于规划水平。
在平均造价为9000元/千瓦，利用小时数为2400小时和2000小时的风电场，当度电收入分别为0.55 元/千瓦时和0.65 元/千瓦时，才能维持8%的内部收益率。
根据内蒙古风电场的实际运行情况来看，利用小时数2000小时的风电场度电收入为0.55元/千瓦时，而实际只有达到了0.65元/千瓦时的度电收入才能达到8%的内部收益率，即内蒙古风电场的上网电价需要再提高0.10元/千瓦时，才能维持8%的内部收益率。实际情况来看，其内部收益率远未达到8%的水平，从而大大降低了风电项目的投资吸引力。
风电设备面临短期过剩
联合证券新能源分析师王爽说：“由电网瓶颈引起的风电投资吸引力下降将减缓风电的投资速度，从而影响风电设备的需求，根据风电设备的供需情况来看，未来两年将出现风电设备的产能过剩。根据各地方政府的风电发展规划情况来看，2010年累计装机容量有望达到3400万千瓦左右，2009-2010年将分别新增1000万千瓦和1200万千瓦。统计国内主要风电整机厂商的产能扩张计划，2009-2010年整机市场有效产能分别达到了1100、1900万千瓦左右。短期内整机市场将产能过剩。”
电价体制改革是关键
中国风电在目前或将来的装机容量主要分布在内蒙古、东北地区、甘肃、新疆、河北和江苏等地区。而河北和江苏具备比较坚强的电网，装机容量和用电量水平居全国前列，风电的发展受电网建设的制约较少。内蒙古、甘肃、新疆和东北地区属于中国电网的末端，电网建设相对落后，风电消纳能力有限，其大规模风电发展将受电网制约。三四年内部分地区风电发展将受制于电网瓶颈。
与国外分散型开发风电模式不同，我国风电资源开发是集中开发，集中于三北地区，当地电网无法消纳和送出大规模风电电量，而特高压具备远距离、大容量的传输能力，使中国千万级风电场并网成为可能。随着特高压的电网规划和投产，将会极大地促进新疆、甘肃、蒙东和东北等地区更大规模的风电开发。“然而，特高压等网线的建设资金需要由电价体制改革来完成。”北京工商大学吴强说。
