前不久，国家电力监管委员会发布了《电力监管年度报告（２０１０）》（以下简称《报告》）。《报告》公布了风电、光伏发电并网及全额收购情况，并指出了风电、光伏发电存在的主要问题。《新能源导刊》就《报告》中关于可再生能源部分采访了中国可再生能源学会副理事长孟宪淦、中国风能协会副理事长施鹏飞、著名能源经济学家、厦门大学能源经济研究中心主任林伯强。专家认为，此次《报告》公布可再生能源发电的监管情况是采用了上网电量作为衡量是一个重要进步；可再生能源发电补贴仍旧是新能源发展重要的推动力。专家提出，要解决上网难题，必须充分考虑电网企业的接入成本，而不能把问题扔给电网不管。

　　孟宪淦：补贴持续不超过十年 今后将重电量轻装机

　　首先，可再生能源的补贴是必要的。从《报告》可以看出，太阳能发电一共发了０．７２亿千瓦时，平均每千瓦时的价格大约在１．１７元。相比火电和水电的０．２元至０．３元的价格差距很大。１元以上的价格如果没有补助，市场难以接受。

　　所以在一段时间内一定要有补助。可再生能源法的核心就是要用政策来支持和推动价格相对较贵的可再生能源的发展。但这并非是永远的支持。补贴的最终目的是在保证项目存活的基础上，帮助可再生能源渡过最初难关，直到项目可以竞价上网为止。

　　这个过程进行得很快。５月５日，意大利政府刚通过一个法案，根据法案，２０１７年后政府不再对可再生能源进行补贴。中国目前的预测是希望目前价格最贵的光伏发电价格降至０．６元／千瓦时，实现用户侧的平价上网。

　　根据目前的发展速度，我认为可再生能源补贴政策最长不超过十年。光伏发电侧的平价上网预计在２０２０年能够实现。因为２０１６年至２０１７年，欧美基本要实现发电侧的平价上网。欧洲电价换算成人民币大约１．６元／千瓦时左右，而中国民用电价格在０．５元／千瓦时左右。但太阳能光伏组件的价格基本全球统一。因此中国做到平价上网难度更大一些。但随着技术进步，发电成本不断降低，中国在欧美实现平价上网后的两三年内也能很快实现平价上网。

　　《报告》给我们传递的另外一个信息就是根据公布的数据，中国“十一五”可再生能源发展的目标基本实现。风电表现最好，生物质能和光伏发电部分完成，主要差距在发电量方面。

　　“十一五”规划最初制定的风电发展目标是到２０１０年装机５００万千瓦，发电１０５亿千瓦时。而２０１０年中国风电装机容量达到了４１８２万千瓦，其中并网３１０７万千瓦，风电发电量也达４１８亿千瓦时。生物质发电规划目标５５０万千瓦，目前装机容量达到了，发电量目标是２１２亿千瓦时，实际２０１０年发电量为１１０亿千瓦时。光伏发电装机目标是３５万千瓦，发电量是４．２亿千瓦时。２０１０年装机已达到８０万千瓦，但发电量非常少，只有０．７２亿千瓦时。这说明光伏发电的上网问题还需要解决。

　　２０１０年各种可再生能源（不含水电）发电量总和为５２８．７亿千瓦时，占２０１０发电总量４．２万亿千瓦时的１．２５％左右，也就证明不包括水电在内的可再生能源发电量所占比例还是相对较小。

　　可以说“十一五”期间可再生能源有了很大进展。“十二五”期间，中国将关注重点从装机容量转向上网电量。比方说风力发电的目标，“十二五”提出的是并网发电９０００万千瓦，而不再强调装机容量为多少。

　　可再生能源的输出和消纳问题，最终还是并网容量与装机容量不协调。最近风电的几次脱网事故，均涉及电网的接纳问题以及风电场的运营管理问题。现在电网接纳、工程运营管理以及工程开发之间的统筹协调工作做得并不好。项目开发的时候并没有考虑电网的接纳能力、改造成本，以及并网后的运行管理问题。可以说可再生能源目前发展的最大问题不是技术问题，是运行管理机制问题。

　　从国际上看，以光伏为例，光伏项目９０％以上都是并网工程，在并网工程中，又有９０％是分布式能源系统，中国则两者兼有之。个人认为应该侧重于分布式能源系统，贯彻自发自用原则，这样既能够减轻电网负担，又避免了远距离的输送和大范围的消纳。

　　在国外，可再生能源项目的开发权掌握在电力公司手中，而非政府部门。若要开展项目，就需要先向电力公司提出申请，然后到银行贷款，最后找工程队施工。项目的拥有者就是一个投资者而已，投资后有收益才是项目建设的关键。

　　中国目前可再生能源发展的体制问题还没有捋顺。比方说金太阳工程是由财政部在管理。当然，财政部负责解决了金太阳工程的启动资金问题，如果没有财政部的支持，光伏发展还要更慢更曲折一些。但是规模和市场打开后就要考虑管理体制问题，这比完成项目更加重要。

　　林伯强：解决并网问题首先要解决电网企业经济推动力问题

　　可再生能源发电并网问题从经济的角度上来看，主要是电网企业并网的经济推动力问题。

　　目前的价格机制很少考虑电网公司作为企业在收购可再生能源电量时的动力问题。与民营企业追求利润最大化不同，国有企业的目标是规模最大化。正是因为如此，但凡有些许利润，国有企业便会因为规模扩张的动力而参与到项目中。如果能够扩大规模的事情国有企业都不去做，那说明有其他因素将企业扩大规模的动力压下去了。

　　关于补贴问题，对于中国风电发展来说，补贴是至关重要的。没有补贴在中国根本没有办法发展。即便是现在有补贴的情况下，也幸亏有国有企业在支撑，不然风电市场不可能达到现在的规模。因此，风电补贴在现阶段和以后很长一段时间内都是必须的，现在谈商业化还为时过早。

　　为什么很多人认为风电的成本已经足够低的可以考虑商业化，是因为他们只考虑了发电方面的成本，并没有考虑电网方面的成本。如果风电规模大到一定程度，电网成本有可能比风电场本身的建设成本还要高，这还没有包括风电运营成本。

　　如果按照市场规律运作，风电的价格就必须往上走。比照国外风电的价格，中国风电价格还处在比较低的水平。当然，按照相对比较低廉的风机价格来说，用标杆电价就能够抵消发电方面的成本。现在的关键在于电网企业没有动力，并网存在问题后，风电设备利用小时数也很难提高。很多风电场在做可研报告的时候，预测的设备利用小时数都在２５００小时至３０００小时，但并网后很有可能２０００小时都到不了。

　　风电资源比较分散，不像火电水电容易规划。随着风电规模的不断扩大，电网的成本也要不断增加，而且这种增加是非线性增长。所以电网接入就更加难一些。如果把这个问题扔给电网不管，并网问题解决起来就更难了。

　　还有就是风电设备，我个人认为应该关注已经安装的风电设备运行情况了。在这么短的时间内制造出那么多风机，以后很有可能会出现各种各样的问题，这也会增加成本。

　　最后并网难还存在着审批脱节问题。很多５万千瓦以下的风电项目都由地方政府批复，而国家电网的建设项目是在国家层面批复。目前地方批复的速度明显高于国家层面。由于风电对地方的经济拉动效益明显，很多时候地方政府批复风电项目并没有很好地考虑电网规划以及风电消纳的问题，这也在一定程度上造成了风电接入难。

　　所以，要想解决风电等可再生能源并网问题，首先要调动电网积极性。其次要注意审批衔接的问题，地方政府在审批的时候必须仔细考虑风电消纳和接网问题。

　　施鹏飞：弃风电量应低于５％

　　电监会公布的关于２０１０年上半年风电太阳能的调研报告中提到，２０１０年上半年有２７亿千瓦时风电电量没有被收购。我把这个称为弃风电量。而根据中电联公布的数据，２０１０年上半年风电上网电量为２７６亿千瓦时。这么看来，中国２０１０年上半年弃风电量大约占１０％。我非常希望能够了解这方面的数据，很可惜这次《报告》中并没有公布弃风电量。

　　并网容量并不能说明目前风电市场的发展情况，上网电量则是一个很重要的指标。弃风电量说明风电并网和消纳的情况，是有实际意义的重要数据。从２０１０年上半年的数据来看，１０％的弃风电量比例太高了。从市场健康发展的角度，弃风电量无论如何应该控制在５％以内比较合适。

　　还有几个小问题也希望能够从电监会了解。《报告》中没有提到２００９年１２月２６日公布，２０１０年４月１日开始执行的《可再生能源法（修正案）》。这个法律目前是否已经开始执行，执行情况如何？大家都非常关心全额保障性收购的执行情况。《报告》只有概述，具体执行情况如何？保障收购保障额度是多少？是否存在困难？《可再生能源法（修正案）》里还提到电网增加的成本应该在可再生能源基金中获得补贴，目前的补贴情况如何？

　　这些问题对于中国可再生能源目前市场发展有着非常重要的意义。

　　【调查】风电、光伏发电并网及全额收购情况

　　为全面掌握风电、光伏发电并网及全额收购情况，促进其协调、健康、可持续发展，根据《可再生能源法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（电监会２５号令），在全国范围内开展了风电、光伏发电并网接入情况的专项调查。

　　调查结果显示，截至２０１０年６月底，全国已建成并网风电及光伏发电装机容量为２２１３．６７万千瓦，占全国发电装机容量的２．４６％左右，其中，风电并网装机容量（ＳＥＲＣ５４电力监管年度报告（２０１０）国家电力监管委员会）为２２００．３７万千瓦。风电的投资主体相对集中，主要是中央企业和部分风能资源丰富的地方国有发电投资企业，光伏发电还处于试验、探索阶段，投资主体呈多元化发展态势。

　　电网企业总体上能够在确保电网安全稳定运行的前提下，优先调度风电、光伏等可再生能源发电，全额收购风电、光伏发电上网电量，并认真贯彻执行上网电价政策及电价附加调配政策，与风电、光伏发电企业及时足额结算电费，确保了发电企业的利益和资源的充分利用。风电、光伏发电的购售电合同和并网调度协议签订情况总体良好，基本上做到了并网有协议，交易有合同。

　　【观点】风电、光伏发电存在的主要问题

　　１、风电发展规划和投资立项的统筹性有待进一步加强。一是部分地区存在大规模风电难以消纳的问题。在部分风电资源比较丰富的地区，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。二是部分项目电源建设和电网建设的协调有待加强。由于风电项目前期工作流程相对简单，核准进度快，建设周期相对较短，而电网接入系统在项目审查、方案确定及工程建设方面相对复杂，致使接入系统工程与风电场建设难以同步完成。

　　２、风电、光伏发电的相关政策和激励机制有待进一步完善。一是光伏发电产业扶持政策尚需完善。国家层面上至今未出台光伏发电上网电价和项目建设的相关实施细则，制约了光伏发电产业的规模化发展。特别是对于作为未来光伏发电主要形式之一的接入配电网（用户侧）分布式光伏发电项目，目前还缺上网售电的政策支持，严重制约了小型光伏发电的投资积极性。二是国家对风电等可再生能源发电接入系统工程投资、运行维护等方面的相关规定尚未完善，部分接入系统工程补贴不足影响了电网企业投资建设的积极性。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，影响了电力企业建设的积极性。三是风电、光伏发电电费补贴不及时。风电、光伏发电电费补贴往往大大滞后于电量上网时间，导致发电企业不能及时获得相应的电价补贴，影响企业的经营效益，部分规模较小的发电企业甚至出现流动资金周转困难的现象。

　　３、风电、光伏发电并网接入和运行管理有待进一步规范和完善。一是风电接入系统缺乏明确的定义导致各方有不同的理解，进而容易导致接入系统建设过程中的分歧以及统计口径的不一致。二是风电、光伏发电并网接入和调度管理的有关标准和规定需要根据风电、光伏发电的特点进一步规范和完善。目前电场并网方面没有国家级标准，为解决风电机组低电压穿越、吸收无功以及安全稳定等突出问题，国家电网公司出台了《国家电网公司风电场接入电网技术规定》，要求风电场满足相关技术标准并进行技术改造后才能入网，此规定在一定程度上规范了风电接入工作，但该标准是企业标准，不是国家标准，容易引发网厂矛盾。

　　４、风电、光伏发电的规模发展对电网安全稳定运行的影响不断加大。风电、光伏发电具有间歇性、随机性的特点，风电还有反调峰特点，对系统潮流控制、辅助服务调用、短路电流控制、电能质量保证等都提出了新的挑战。目前，由于风功率预测系统不完善，基础数据缺乏，准确度不高，电网企业无法根据预测的风力功率制定日前计划，运行方式的安排上存在着很大的不确定性。