为贯彻落实科学发展观，全面掌握风电、光伏发电相关情况，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），２０１０年７～１０月，国家电监会组织各派出机构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，共涉及风电、光伏发电项目６６７个。在企业自查和重点调查的基础上，结合日常监管工作情况，国家电监会于近日正式发布了《风电、光伏发电情况监管报告》。

　　１.风电、光伏发电基本情况

　　根据截至２０１０年６月底的统计数据显示，华北区域的风电并网容量和在建规模均表现最为突出，在光伏发电方面，西北甘肃地区显示出较强的势头。从投资情况来看，风电和光伏发电的投资主体情况差别较大，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。而光伏发电还处于试验、探索阶段，投资建设项目规模小，投资主体呈多元化发展态势。

　　华北风电规模最大　  甘肃光伏优势强劲

　　本次调查统计显示的均为截至２０１０年６月底数据，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２２００．３７万千瓦，光伏发电并网装机容量为１３．３０万千瓦。风电及光伏发电建成但未并网的装机容量合计为７６．５２万千瓦。其中，风电未并网容量为７６．３６万千瓦，光伏发电未并网容量为０．１６万千瓦。风电及光伏发电在建规模为１６１０．６５万千瓦，占全国在建发电装机容量比重为８．６６％左右。其中，风电１５８９．６２万千瓦，光伏发电２１．０３万千瓦。
　　从分区域情况来看，风电方面，华北区域风电并网容量最多，为８５０．７９万千瓦，占全国风电并网容量的３８．６７％；东北区域和华中区域次之，分别为７５３．７６万千瓦和２４．０７万千瓦，所占比重为３４．２６％和１．０９％。同时，华北区域风电在建规模也最大，为５３９．５７万千瓦，占全国风电在建容量的３３．９４％；西北区域其次，为４９６．４０万千瓦，占全国风电在建容量的３１．２３％；华中区域最少，仅有１７．９７万千瓦。
　　光伏方面，西北区域光伏发电并网容量最大，为７．１３万千瓦，占全国光伏发电并网容量的５３．６１％；华东区域其次，为３．７２万千瓦，所占比重２７．９７％；东北区域目前没有光伏发电并网装机容量。从在建装机容量来看，华北区域在建规模最大，为５．９１万千瓦，占全国光伏发电在建容量的２８．１０％；西北区域其次，为５．５５万千瓦，占全国光伏发电在建容量的２６．３９％；华中区域最少，为０．４５万千瓦。
　　从分省份情况来看，风电方面，内蒙古并网风电装机容量居全国各省份之首，为７００．２９万千瓦，占全国并网风电装机容量的３１．８３％，占全区全口径发电装机容量的１２．１１％左右，分布在蒙西、蒙东电网区域容量比重为７：３。辽宁、河北、黑龙江、吉林、甘肃、山东、江苏等省份的并网风电装机容量均超过了百万千瓦，分别为２２７．８０万千瓦、２０６．７５万千瓦、１６２．６７万千瓦、１５２．５０万千瓦、１１９．１１万千瓦、１１１．０７万千瓦和１１０．１３万千瓦，分别占本省份总装机容量的７．９１％、５．１３％、８．４７％、９．０２％、６．００％、１．８１％和１．７８％。天津、安徽、广西、四川、贵州、陕西、青海没有并网风电装机。从在建容量来看，甘肃风电在建装机容量最大，为４０９．９５万千瓦，占全国风电在建装机容量的２５．７９％；河北、内蒙古、山东的风电在建装机容量分别达到了２５８．４０万千瓦、２２７．１０万千瓦和１１９．４７万千瓦。
　　光伏方面，宁夏并网光伏发电装机容量最大，为６．０３万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的４５．３４％；江苏其次，为２．５５万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的１９．１７％；此外，云南、甘肃的并网光伏发电装机容量也均超过了１万千瓦。从在建装机容量来看，甘肃光伏发电在建装机容量最大，为３．９５万千瓦；山东其次，为３．６０万千瓦；广东、海南、上海、青海、山西、福建、浙江的光伏发电在建装机容量均超过了１万千瓦。

　　风电投资主体相对集中
　　光伏建设呈多元化发展态势

　　风电和光伏发电的投资主体情况有较大差别。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。截至２０１０年６月底，全国并网风电装机容量超过５０万千瓦的发电集团共有１０个，并网装机容量共计１６６８．９７万千瓦，占全国并网风电装机容量的７５．８５％。其中，超过２００万千瓦的发电集团有３个，分别为：中国国电集团公司、中国大唐集团公司和中国华能集团公司。截至２０１０年６月底，在建风电装机容量超过５０万千瓦的集团共有７个。其中，中国国电集团公司、中国华能集团公司和中国大唐集团公司的在建装机容量均超过了１５０万千瓦；中国神华集团公司、中国华电集团公司、中国广东核电集团有限公司、中国电力投资集团公司的在建装机容量在５０万千瓦至１００万千瓦之间。
　　目前，我国光伏发电还处于试验、探索阶段，投资建设项目规模小，投资主体呈多元化发展态势。截至２０１０年６月底，中国节能环保集团公司和江苏中能硅业科技发展有限公司的已并网光伏发电装机容量均达到了２万千瓦。已并网的光伏发电项目中，装机容量最大的是江苏中能硅业科技发展有限公司投资的徐州协鑫光伏发电有限公司２万千瓦光伏发电项目。甘肃省电力投资集团公司、海南省发展控股有限公司的光伏发电在建容量均达到了２万千瓦。在建项目中，规模较大的有海南临高２万千瓦光伏并网发电示范工程和山东济宁１．８万千瓦十里营光伏电站。

　　电价补贴执行情况良好
　　　  电量收购受安全因素制约

　　由于定价机制、工程造价水平不同，全国范围内不同省份、同一省份不同项目之间风电、光伏发电上网电价存在一定的差异。目前，风电上网电价最高的项目是国电龙源电力集团股份有限公司地处浙江省的临海风力发电厂及苍南风力发电厂，均为１．４０４０元／千瓦时。
　　光伏发电由于国家尚未出台统一的电价政策，一般由地方政府根据项目情况确定。在已核准的光伏发电项目中，上网电价最高的是上海前卫村光伏电站，为６．４４３６元／千瓦时；最低的是中国广东核电集团有限公司的甘肃省敦煌光伏发电项目，为１．０９２８元／千瓦时。
　　据本次调查显示，风电和光伏发电电价补贴政策执行情况基本良好，国家发改委和国家电监会联合公布的２００９年１~６月及２００９年７~１２月可再生能源电价补贴名单中的风电及光伏发电项目基本上都获得了相应的电价补贴。
　　从风电、光伏发电上网电量收购情况来看，２０１０年１至６月份，风电及光伏发电总上网电量为２２３．０５亿千瓦时，其中，风电２２２．５４亿千瓦时，光伏发电０．５１７６亿千瓦时。
　　分区域看，华北区域风电上网电量最多，为９４．７２亿千瓦时，占全国风电总上网电量的４２．５６％；东北区域风电上网电量７０．４８亿千瓦时，占３１．６７％；华中区域上网电量２．１０亿千瓦时，比重最少，仅占０．９５％。
　　西北区域光伏发电上网电量最多，为０．３０６４亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的５９．２０％；华东区域上网电量为０．１６７９亿千瓦时，占３２．４４％；东北、华中没有光伏发电上网电量。
　　分省份看，２０１０年１至６月，内蒙古风电上网电量最多，为７１．８３亿千瓦时，占全国风电上网电量的３２．２８％；河北、辽宁的风电上网电量均超过了２２亿千瓦时，占全国风电上网电量比例均超过了１０％。
　　宁夏光伏发电上网电量最多，为０．２７６８亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的５３．４９％；江苏光伏发电上网电量占全国的比例也较高，达２４．６７％。
　　已并网的风电和光伏发电设备受电网安全等因素影响而可能存在未能上网的电量，本次调查对这部分电网未收购电量进行了统计。
　　２０１０年１至６月，风电未收购电量为２７．７６亿千瓦时，光伏发电没有未收购电量。分区域看，华北、东北未收购风电电量较多，华北区域未收购风电电量为１５．８８亿千瓦时，占全国总未收购电量的５７．２０％，高于其上网电量全国占比１４．６４个百分点；东北区域未收购风电电量为１０．６４亿千瓦时，占全国总未收购电量的３８．３３％，高于其上网电量全国占比６．６６个百分点。
　　分省份看，内蒙古未收购风电电量最多，为２１．０１亿千瓦时，占全国总未收购电量的７５．６８％，高于其上网电量全国占比４３．４０个百分点；吉林未收购风电电量为２．６０亿千瓦时；河北、甘肃、黑龙江在２００９年１月到２０１０年６月期间未收购风电电量均在３亿千瓦时左右。

　　２.风电、光伏发电存在的问题

　　部分地区风电难以消纳、部分项目电源建设和电网建设的相互协调，以及个别地区风电与其它电源发展不配套等问题，成为阻碍风电发展的瓶颈；光伏发电上网电价和项目建设相关实施细则尚未出台，也在一定程度上制约了光伏发电产业的规模化发展。

　　发展规划和投资统筹
　　　  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。蒙西电网的风电资源丰富，２０１０年６月底，已并网和在建风电装机已分别达到４８９万千瓦和８５万千瓦，上网电量除部分由本地消纳外，其余电量需要外送华北电网。但是，随着河北张家口、承德地区大规模风电装机的陆续投产，华北电网也面临着本地风电消纳问题，从而使蒙西的风电消纳问题更加突出。２０１０年６月底，甘肃酒泉规划建设的１０００万千瓦级风电基地已并网近１００万千瓦，在酒泉及河西地区已经无法完全消纳，大部分需要送到兰州负荷中心消纳。预计２０１０年甘肃全省统调范围内最大负荷１０００万千瓦左右，而２０１０年底酒泉风电基地建成装机容量将达到５００万千瓦左右，远远超过了酒泉及河西地区的用电需求；２０１５年酒泉风
电基地发电量预计将达到２５０亿千瓦时左右，在甘肃乃至西北电网都难以消纳，但是向网外输送的消纳市场及其配套电网建设目前均未明确。吉林白城地区电网网架较薄弱，外送能力有限，由于地区负荷较低，风电无法完全就地消纳，风电企业发电经常受到限制，如，大唐吉林大通风电场２００９年未能上网电量１４８８万千瓦时，占全年上网电量的１４．７％，影响利用小时３００小时。
　　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。例如，内蒙古蒙电华能热电公司乌力吉木仁风场一期、额尔格图风场一期、白云风场一期预计２０１０年底投产，但是由于其接入系统至今未取得审查意见，风电无法按时送出。内蒙古地区风电资源需通过西电东送通道送往京津唐地区，但现有两条通道容量有限，只能解决少量风电的送出，内蒙古送出第三条通道２００６年就已经开始规划，但至今仍未开工。
　　三是个别地区风电与其它电源发展不配套。东北区域火电机组中的供热机组比例较高（如吉林省为７２％），其在冬季供暖期基本不具备调峰能力，而可以启停调峰的中小型火电机组已逐步关停，抽水蓄能电站、燃气机组建设相对迟缓，在电网调峰能力严重不足的情况下，为保障电网安全和居民采暖，电力调度机构不得已在低谷时段采取限制风电出力的措施。蒙西电网风电装机容量已达到全网最高负荷的２４．５１％，在冬季供热期间和用电低谷时段，为确保电力系统安全运行，也不得不限制风电场的出力。

　　相关政策和机制
　　有待进一步完善

　　目前，我国已制定了一系列政策法规和激励机制鼓励风电和光伏发电的发展，但政策体系的完整性及相关政策之间的协调性还有待加强。
　　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，目前还缺乏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。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。
　　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。
　　四是个别历史遗留问题仍待解决。２００６年以前批准建设的风电等可再生能源发电项目不享受《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》中规定的电价补贴，增加了企业的经营负担。如上海崇明、南汇、奉贤海湾风电场及浙江临海、苍南风电场，这些项目都是２００６年以前投产的，上网电价较高且不享受可再生能源附加资金补偿，增加了电网企业的购电成本。

　　并网接入和运行管理
　　有待进一步规范

　　调查发现，目前风电、光伏发电并网接入系统存在以下两个方面的问题：

　　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。有的认为是风电场升压变电站以及从升压变电站至电网侧进线第一基塔之间的线路；有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路；有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路以及电网侧进线间隔。由于理解上的不同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。目前风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。

　　对电网安全稳定运行
　　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。甘肃西北部的酒泉地区处于甘肃电网的末端，并入大量风电后，实际运行中面临着暂态稳定等各类稳定问题和调峰困难；２００９年福建电网最大峰谷差已达到６３６万千瓦，部分大型火电机组在实际运行中的调峰深度已达到６０％左右，处于深度调峰状态，接近或达到机组调峰能力技术极限，随着“十二五”期间风电等继续大规模投运，对系统调峰要求更加苛刻，将进一步加大电网调峰的压力。

　　３.风电、光伏发电整改要求

　　风电、光伏发电企业应高度重视发电并网消纳工作，在开展发电项目前期工作阶段，要主动与电网企业进行衔接；电网企业要加大电网改造力度，进一步加强风电、光伏发电并网对电网安全稳定运行影响的研究，同时认真做好风电、光伏发电并网后的负荷预测和电力系统稳定分析工作，合理安排运行方式，提高调度管理水平，保障电力系统安全稳定运行。

　　加强并网消纳的衔接工作

　　风电、光伏发电企业应高度重视发电并网消纳工作，在开展发电项目前期工作阶段，要主动与电网企业进行衔接，研究提出切实可行的发电项目送出和消纳方案，并报请政府主管部门确认。电网企业在具体受理风电、光伏发电项目接入系统并网申请时，要按照电网发展规划和风电、光伏发电发展规划的要求，认真做好发电项目输送线路、网架结构和落点等方面的相关准备工作，加大电网改造力度，完善网架结构，做好接入系统工程的可行性研究，择优制订接入系统方案，积极为风电、光伏发电企业提供并网服务工作，确保发电项目及时并网运行。发电企业和电网企业要加强沟通和协调，共同推动风电、光伏发电建设的协调发展。

　　做好发电并网运行相关工作

　　电网企业要进一步加强风电、光伏发电并网对电网安全稳定运行影响的研究，在接入系统的审查、接入电网有关电气设备的试验和验收等方面严格执行相关技术标准和规范，与获得核准、满足相关技术管理规定、符合并网接入条件的发电企业及时协商签订并网调度协议和购售电合同。认真做好风电、光伏发电并网后的负荷预测和电力系统稳定分析工作，合理安排运行方式，提高调度管理水平，保障电力系统安全稳定运行。
　　风电企业应加强机组的管理工作。做好风电功率预测，完善自动化和通信系统，做好机组的日常维护工作，为机组的稳发满发提供保障。

　　严格执行可再生能源收购有关规定

　　电网企业要严格按照《可再生能源法》等法律法规的要求，在确保电网安全稳定运行的条件下，根据国家价格主管部门批复上网电价及相关规定收购上网电量，严格执行风电、光伏发电上网电价政策，做好电价附加调配工作，及时足额结算电费。

　　４.风电、光伏发电监管建议

　　建议各地区要进一步加强科学规划，充分考虑电网的网架结构和消纳能力，认真做好风电、光伏发电规划和电网规划的衔接工作，促进风电、光伏协调有序发展。进一步完善价格财税政策健全风电、光伏发电激励机制，加大政策扶持力度，促进风电、光伏发电的持续健康发展。进一步抓好并网和运行管理，适应风电、光伏发电规模发展的需要。

　　加强科学规划
　  促进风电、光伏协调有序发展

　　根据国家可再生能源发展战略和《可再生能源中长期发展规划》，进一步完善各地区风电、光伏发展规划，针对风电和光伏发电的特点，统筹考虑能源资源、电源结构、受电市场、输电廊道、电网建设、电网运行等因素，因地制宜发展风电等可再生能源发电，做到电源与资源、电源与电网、电源与电源、电源与用户之间的和谐发展。在风能和太阳能资源条件较好的地区建设大规模发电基地，应充分考虑电网的网架结构和消纳能力，认真做好风电、光伏发电规划和电网规划的衔接工作，促进风电、光伏发电建设与电网建设协调发展，维护电力系统安全稳定运行。对于靠近负荷中心周围的资源，应遵循因地制宜、实事求是的原则，从有利于节能减排、有利于增强电力供应能力的角度出发，发展分布式电源，就近接入配网。同时要进一步理顺中央与地方风电项目核准管理体制，使风电开发利用规范化、布局合理化，避免随意无序开发。

　　完善价格财税政策
　　健全风电、光伏发电激励机制

　　由于风电、光伏发电的各项技术仍是发展中的技术，建设成本较高，其在市场中的经济竞争力较弱，需要继续加大政策扶持力度，促进风电、光伏发电的持续健康发展。一是要研究通过征收能源税或碳税的方式，建立稳定持续的支持风电、光伏发电发展的补贴资金来源。
　　二是加强支持风电、光伏发电发展的财税政策研究，使风电、光伏发电发展与促进地方经济发展紧密结合，形成促进区域经济发展的优势产业。
　　三是进一步完善电价补偿机制，提高风电、光伏发电电价补贴的时效性，科学制定风电、光伏发电接入系统工程造价的补偿标准。
　　四是进一步完善光伏发电电价政策，出台科学合理的光伏发电上网电价政策。
　　五是高度重视并大力鼓励商业模式创新，支持企业面向市场，创新商业模式。

　　抓好并网和运行管理
　  适应风电、光伏规模发展需要

　　一是组织开展风电、光伏发电并网接入、安全运行有关问题的研究，制定相关技术标准，降低风电、光伏发电对电力系统安全稳定运行的不利影响。
　　二是要进一步做好风电和光伏发电并网安全性评价、辅助服务补偿管理工作、风电和光伏发电调度管理等工作，从制度上提升对风电、光伏发电并网及运行的监管力度。
　　（国家电监会供稿，标题为编者所加，内容有删节）