①:得天独厚新能源

风能，取之不尽、用之不竭，清洁环保，造福人类。
　　在我国，一望无际的风机已傲然矗立在广东沿海、江苏滩涂、甘肃戈壁、内蒙古草原、河北丘陵……描绘着一幅幅壮阔的画卷，展示着人与自然的和谐之美。

　　大风起兮风能藏

　　风电在我国的发展，可用“风光无限”来形容。风光无限的首因与我国的风能储量丰富有关。
　　我国位于亚洲大陆东部，濒临太平洋，季风强盛，内陆还有许多山系，地形复杂，加之青藏高原耸立我国西部，改变了海陆影响所引起的气压分布和大气环流，增加了我国季风的复杂性。同时，我国幅员辽阔，陆疆总长达２万多千米，还有１８０００多千米的海岸线。
　　２００６年，中国气象局以全国３１个省（市）２３９０个气象站１０米高度近３０年历史观测资料为基础，采用气候统计方法，完成了第三次全国风能资源普查工作，初步探明我国陆地风能资源总储量４２亿千瓦，技术可开发量３亿千瓦。另外，估计近海可开发风能资源为７．５亿千瓦。这样算来，实际可开发利用的风能资源总储量达１０亿千瓦以上。
　　我国风能资源丰富的地区主要分布在以下地区：三北（东北、华北、西北）地区，如阿拉山口、达坂城、辉腾锡勒、锡林浩特的灰腾梁等，可利用的小时数在５０００小时以上，有的可达７０００小时以上。这一风能丰富带的形成，主要是由于三北地区处于中高纬度。东南沿海及附近岛屿，包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等省（市）沿海近１０千米宽的地带。内陆个别地区受湖泊和特殊地形的影响，形成一些风能丰富点，如鄱阳湖附近地区和湖北的九宫山和利川等地区。近海地区，我国东部沿海水深５米～２０米的海域面积辽阔，按照陆上风能资源测算方法估测，１０米高度可利用的风能资源约是陆上的３倍。

　　政策扶持前景广

　　风电风光无限的原因之二是风电技术的日益成熟和国家的大力扶持。随着风力发电技术的发展，风电机组单机容量不断增大，运行可靠性显著提高，风能已经成为目前最具开发利用前景、技术最成熟的一种可再生能源。
　　我国为了规范和支持风电产业健康发展，出台了一系列政策法规。２００１年，国家出台关于对风力生产的电力实行按增值税应纳税额减半征收的优惠政策。２００２年，国家发展改革委开始组织风电特许权招标工作，即按照特许权招标方式，选择投资商，采用国产化设备进行风电场的建设和运营。现已完成了５期招标，涉及１５个项目，每个项目容量都不低于１０万千瓦。风电特许权项目的实施在推动风电规模化发展、促进风电机组设备国产化方面起到了重要作用。２００５年，我国出台“风电设备国产化率要达到７０％以上，不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设”以及“产需结合”（制造商与开发商“打捆”提供市场保障以加快风电设备本地化）的政策。
　　２００６年，《中华人民共和国可再生能源法》开始实施，奠定了我国支持和促进可再生能源发展的法律框架，即总量目标制度、强制上网制度、分类电价制度、费用分摊制度和专项资金制度。目前已经出台了多项实施细则，如《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源发电有关管理规定》、《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》、《可再生能源产业发展指导目录》、《促进风电产业发展实施意见》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》、《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》、《风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》等。近日，财政部又公布了《风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法》，规定对符合支持条件企业的首５０台兆瓦级风电机组，按６００元／千瓦的标准予以补助。办法规定，６００元／千瓦的补助标准中，整机制造企业和关键零部件制造企业各占５０％，并重点向关键零部件中的薄弱环节倾斜，补助资金主要用于新产品研发。

　　追风逐日建设忙

　　在这些利好消息的鼓舞下，投资商、开发商和制造商纷纷涉足风电开发和风电设备制造领域，形成了一股“淘风”热潮。中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会主任朱俊生表示，这些扶持措施的出台，为风电这类蕴藏丰富的可再生能源发展提供了政策及法律保障。近年来，风力发电装机实现了快速发展，连续几年增幅超过１００％。２００５年全国风电装机１２６．６万千瓦，２００６年达到２５９．９万千瓦，增长１０５％，２００７年新增装机３３０．４万千瓦，增长１２７％，提前三年实现了“十一五”风电装机５００万千瓦的目标。我国风电总装机规模在今年年底就将毫无悬念地突破１０００万千瓦，提前两年实现“十一五”规划两倍的任务。今年９月２６日，国家能源局局长张国宝在位于内蒙古赤峰市的赛罕坝风电场回答记者的提问时说，按现在的初步设想和规划研究，到２０１０年年底，全国风电累计装机容量预计达到２０００万千瓦，到２０２０年年底，全国的风电达到８０００万千瓦是有可能的，也可能达到１亿千瓦。
　　但风光无限的背后也藏着深深的隐忧。这些隐忧包括风电并网问题、电价问题、设备问题和人才问题诸多方面。

②:特许权助风电飞跃

在可再生能源中，风力发电是世界上公认的最接近商业化的可再生能源技术之一。我国可开发利用的风能资源量较大，但是由于风力发电固有的间歇性和波动性，以及风电项目造价高，技术不成熟，使其在电力市场中的经济性差，进入规模化发展困难重重。我国风电的规模化之路是从风电特许权招标开始的。

因势利导　特许权招标浮出水面

    最初，我国可再生能源的激励政策，是以“还本付息、合理利润、全额收购”为原则的鼓励政策，这种政策在很长一段时间内对风电发展起着积极的促进作用。这种定价原则是以个别项目成本为基础，成本高了，电价也可随之升高。随着电力体制改革和电价政策改革，对常规电力项目实行了以先进水平平均成本为基础的定价原则，并在部分地区实行竞价上网。这种大环境的变化，使风电的“还本付息”鼓励政策与电力市场改革产生了明显的不适应性。另外，我国原来的风电政策未能有效促进风电设备的本地化制造，在已建成的风电项目中，国产机组十分有限，这会严重影响我国风电产业的培育并且难以降低风电成本。另外，政府虽然制定了全国风电发展目标，但是由于在解决风电上网难、上网电价审批难以及额外费用分摊难等方面缺乏配套政策，使风电发展往往不能按规划进行，投资者和设备制造企业对市场前景缺乏信心。
　　国际上支持风电发展的政策机制有三种：一是采取固定收购价格机制，对风电发展的数量没有限制；二是采取招标机制，政府规定风电发展的装机容量，通过招标的竞争形式确定开发商；三是配额制，即政府规定可再生能源电力在电力消费总量中的配额比例，供电公司完成配额。结合中国国情、吸收国际经验，风电发展需要的政策应该是一个与我国电力改革相适应、有利于促进风电产业快速发展、促进风电价格明显下降、利于风电发展目标按时完成的政策机制，风电特许权政策就是在这样的背景下产生了。

政府主导  风电走上规模化之路

    风电特许权是将政府特许经营方式用于我国风力资源的开发。在风电特许权政策实施中涉及三个主体，即政府、项目单位和电网公司。政府是特许权经营的核心，为了实现风电发展目标，政府对风电特许权经营设定了相关规定：一是项目的特许经营权必须通过竞争获得；二是规定项目中使用本地化生产的风电设备比例，并给予合理的税收激励政策；三是规定项目的技术指标、投产期限等；四是规定项目上网电价，前３万小时电量适用固定电价（即中标电价），以后电价随市场浮动；五是规定电网公司对风电全部无条件收购，并且给予电网公司差价分摊政策。项目单位是风电项目投资、建设和经营管理的责任主体，承担所有生产、经营中的风险，生产的风电由电网公司按照特许权协议框架下的长期购售电合同收购。电网公司承担政府委托的收购和销售风电义务，并按照政府的差价分摊政策将风电的高价格公平分摊给电力用户，本身不承担收购风电高电价的经济责任。
　　从２００１年１月开始，原国家计委开始风电特许权试点项目的前期准备，２００１年６月决定在广东惠来县和江苏如东县各选择一个１０万千瓦的风电特许权试点项目。２００３年３月宣布项目招标，同年９月完成招标工作。两个项目吸引了国内外９家公司、其中三家国外公司和一家私营企业参与投标。
　　从２００３年至今，我国共完成了五期风电特许权招标，确定了４９个风电场工程项目，涉及广东、江苏、内蒙古、吉林、甘肃、河北等六省区，总装机规模８８０万千瓦，绝大部分已开工建设。其中，１２０万千瓦装机实现了并网发电，全部项目将在２０１２年前后陆续建成投产。
　　第五期风电特许权招标改用“中间价”模式。该项目包括内蒙古北清河风电场、内蒙古乌兰伊力更风电场、河北围场御道口风电场和甘肃玉门昌马风电场４个项目，总装机容量９５万千瓦。
　　特许权招标所有项目建成后，每年预计可提供上网电量１７６亿千瓦时（按平均等效满负荷小时数２０００小时计算）。与燃煤火电相比，每年可节约标煤６１６万吨。每年可减少二氧化硫排放量约９．６６万吨，二氧化碳１８９７万吨。

        能者现行　特许权招标制度走向成熟

　　风电特许权政策在现阶段对我国风电发展产生了积极的影响，从其发展过程来看，风电特许权政策在不断完善之中。在今后风电特许权政策的实施中，还要注重特许权政策与其他相关政策的结合，使我国的风电政策和机制不断适应国情、适应风电不同发展阶段的政策需求，以利于我国风电建设朝着大规模、可持续的方向发展。
　　风电特许权政策改变了我国以往风电建设的模式。政府在规划风电项目，主导风电发展规模和速度的同时，利用市场化最优原则，把项目的经营权以市场竞争的方式授予企业，更好地把政府职能与企业经营结合起来，充分体现了电力体制改革过程中政府主导与市场机制相结合的风电发展新机制。
　　目前，我国风电上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院主管部门按照招标形成的价格确定。在实际执行过程中，招标电价和审批电价同时进行。前四期的风电特许权项目招标中，中标电价介于每千瓦时０．３８２元和０．５１９元之间。过低的上网电价使得大多数特许权项目很难盈利，同时还压低了风电设备和风电建设的成本，影响了工程质量，抑制了整个风电产业链的健康发展。由于政府计划对大型发电企业实施可再生能源配额制，很多发电企业为了抢占风能资源，在特许权投标或者向政府申请电价时，不在乎电价的高低，在一定程度上造成了负面影响，将很多潜在的（民营、外资等）风电投资商排除在外，从长远来看，不利于整个产业的健康发展。
　　第五期风电特许权招标在电价权重上依然保持２５％比例，但在评分体系上，根据所有通过初评的投标人的投标上网价格，去掉一个最高价和一个最低价，然后算出平均投标电价，谁越接近平均投标定价，得分越高。采取这个方式招标，避免了恶性低价的竞争局面，虽然还不是最合理的价格，但是比以往价格都有所提高。中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞认为，中标价格虽然还是相对偏低，但已开始向合理理性回归。
　　从国家发展改革委２００７年和２００８年对各省区地方核准风电项目的上网电价批复情况看，风电电价水平基本分为四类：东北三省、山西、湖北、河南、山东为０．６１元／千瓦时，河北、内蒙古东部、甘肃为０．５４元／千瓦时，内蒙古西部为０．５１元／千瓦时，福建为０．５８５元／千瓦时。各风电场累计等效满负荷发电３万小时之前，按批复的上网电价执行；等效满负荷发电３万小时之后，按当地届时平均上网电价执行，具体价格由国务院价格主管部门确定。如果与国家组织的风电特许权招标电价进行比较，可以看出，国家招标项目的电价低，而地方核准项目的电价高，两种电价每千瓦时大体上相差０．１元左右。在风电发展起步阶段，适当的价格优惠对吸引风电投资者是必要的。建议政府采取适当的政策措施，解决当前价格混乱的问题，引导投资者加强行业自律，理性地投资风电场项目，从而促进风电产业的持续、稳定、健康的发展。

③：开发企业好梦难圆

开发利用新能源的梦想总是因为某些原因而失败。清洁能源的生产日趋容易，但是清洁能源进入市场却并不容易。
　　据美国《纽约时报》８月２６日报道，由于风力发电场制造的电能造成原有的电力线路拥堵，美国纽约州刘易斯县的枫树岭风力发电场被迫停工。而为了应用风力发电并以此盈利，枫树岭风力发电场花费了３．２亿美元安装了近２００个风力涡轮机。实际上，枫树岭电站停工只是整个美国类似事件中的一例而已。“我们需要一个州际的电力高速传输系统。”美国联邦能源管理委员会的有关人员表示。如今全美使用的电能仅仅有１％来自风力发电，这数字远远低于风力发电推广之初专家们预计的２０％。有关专家表示，如果不解决电网输送的问题，大规模有效利用风力发电制造的电能很可能只是个美好的梦想而已。

　　并网前漫长等待

　　中国的情况也好不了多少，其表现之一是风机“晒太阳”的问题也不同程度的存在。
　　国华能源投资有限公司的一位副总工程师向记者介绍，在中国，风电的主要开发商是国有大型企业，这些国有大型企业几乎都成立了专门的风电公司，专门的风电公司从集团公司的发展战略考虑，都必须把风电的规模做大。所以，发展的步伐很快。另一方面，一些风电项目所在地的地方政府从自身业绩的角度考虑，对风电的开发商催得很急，一旦立项，一般要求两年的时间内装机发电。但并网是电网公司的事，不是地方政府所能左右的，电网公司有自己的发展规划，电网建设与风电发展的步伐往往不同步，这样就出现了风机“晒太阳”的事。这位工程师举了个例子：内蒙古自治区锡林浩特风电场，一些风电机组早安装好了，但不能并网发电，“晒太阳”时间短的是３~４个月，时间长的达１年。另外，河北省张北坝上地区风能资源丰富，距京津唐负荷中心较近，具有大规模开发利用的资源和市场条件，巳被列为我国“十一五”规划纲要的百万千瓦级风电基地，开发这个风电场的国内企业有１０家，地方政府要求明年年底完成全部装机，现在部分装机已完成，但那里的电网建设最早明年底才能完成并网。据记者了解，香港新能源在黑龙江的一个风电项目也遇到了这种情况。
　　９月２６日，国家发展改革委副主任、国家能源局局长张国宝视察内蒙古自治区赤峰市风电发展情况，大唐集团公司人员向他汇报：大唐集团公司有１４个在建项目受到电网建设滞后于风电建设速度的影响，无法按时并网发电，待核准项目中有８个项目受接入系统影响，无法完成核准。
　　有关专家称，风电一旦装机，闲置时间超过３个月，风电设备的损坏会非常大。

　　并网后发力受限

　　目前，按可再生能源发电项目接网费用补贴办法，只补贴风电场至电网变电站（或升压站）之间的线路，而风电基地的电能集中送出，很多都需要建设长距离的风电专送通道，投资数额较大。业内人士表示，要在电网建设相对落后的偏远地区建一个规模风电场，需要配套电网工程项目。而建设５００千伏的输电线路，平均每１００千米投资就需要３．５亿元，如此巨大的电网投资对于风电场投资者来讲，显然不太现实。如何解决风电场的并网标准，在风电入网量很难确切预计的情况下如何保障电网安全等，都是现阶段业界论证的热点和各级政府必须直面的难题。
　　在有些地方，风电已经并网了，但因风力发电场制造的电能造成原有的电力线路拥堵，造成限送电的情况在中国也存在。风力资源往往集中于某一时间段，而这一时间段往往不是用电高峰，容易造成大量的电能浪费，特别是由于电网的输送能力有限，限送的情况不同程度存在。记者在采访中发现，今年，河北张北坝上的风电场，几家发电企业的机组满负荷发电时出力达３０万千瓦，但电网公司只能送出２０万千瓦。

　　配套设施建设成为短板

　　“我国幅员辽阔，风力资源远比德国丰富，完全有条件建设大规模的风力发电场”，国家发展改革委副主任、国家能源局局长张国宝曾撰文说。中国着力打造的“风电三峡”主要有西部“陆上三峡”（主要是内蒙古和甘肃）和苏沪“海上三峡”。
　　大力发展风电对优化能源结构、促进节能减排当然是好事。但发展风电，各种配套设施要跟上，特别是电网建设的配套工程要跟上。在业内，风电有“垃圾电”之称，意指受自然条件制约其电量通常很不稳定，如果过量上马风电项目，将对电网造成很大的压力。例如在甘肃酒泉建立千万千瓦级的风电基地，必然造成该区域电网的不稳定电量大增，电网将会时刻面临着崩溃的风险。
　　其实，对比国外的经验，这个问题并不难解决。目前，很多国家都已经开展了基于数字气象预报技术的风电场出力短期预报的研究，并且开发出多种产品，提前２４小时的预测精度可达到８５％左右，提前１小时的预测精度可达９５％左右。随着科技的发展，发电量的预测将越来越准确，届时，基于发电量预测的风电就可以作为确定性电能，参与电网的调压和调频任务。目前市场上主流风电机组采用了双馈发电机或直驱技术，功率因数在一定范围内可调，可以发出一定容量的无功功率。一些机组还具有低电压穿越能力，即在电网电压跌落的幅值不超过８５％时，风电机组可以继续并在电网上发出无功功率。关于风电的间歇性带来的电网电力平衡问题，需要依靠系统备用容量的重新估算及补充建设备用电源来解决。另外，关于大规模风电的可靠传输问题，需要调整和更新电网现有的网架结构，提高电网的电压等级，建设新的输电线路并安装相应的自动控制装置，以此来保证大规模风电的传输和分配。很显然，我国在配套设施的建设上还有很长的路要走。

④企业叫苦成本上升

国外专家指出，世界风力发电能力每增加一倍，成本就下降１５％。近几年的风电增长一直保持在３０％以上，这就意味着每隔３０个月左右，成本就会下降１５％。风电最具商业化的特点便是其成本的日益降低。可在中国，风电的成本却有抬头的趋势。这成了一些风电开发企业的心病。

成本上升

　　风电价格形成机制是近年来风电产业界关注的焦点，关于招标定价与固定定价的争议也已持续多年。
　　现在，国家发展改革委虽然对各个地方的风电电价定下了标准，但具体到每个新项目，还要逐个审批。记者在调查中发现，在具体操作过程中，有的项目还未装机，批复已经下来了。但有的项目装机很长时间了，批复还不能下来。这期间的电价又有不同的说法，试运行期间３个月的上网电价，最低只有０．１８元／千瓦时。３个月之后按火电的标杆上网电价。如果国家发展改革委的批复不下来，这期间，风电只有赔本的份。
　　使问题雪上加霜的是在中国，风电的成本有上升的趋势，这主要是价格上涨引起的，即劳动力价格，风电机组价格及所用的导线价格等现在都有大幅度的上涨。中国国电龙源公司是中国风电的领军企业，据记者掌握的资料，该公司在内蒙古赤峰组建了赤峰新胜和赤峰龙源两个风力发电公司，新胜公司建成了三个风电场，由于当时钢材等原材料尚未大幅涨价，三个项目装机１５万千瓦，总计投资１０．５２亿元，单位千瓦投资只有７０１３元。同根所生的赤峰龙源公司于１９９７年１２月成立，在建三个风电场装机容量为１４．８万千瓦，项目总投资１４亿元，单位千瓦投资９４６０万元。长江新能源公司总经理钱锁明向记者表示，他们的两个风电场是２００６年采购的国产设备，每单位千瓦造价在７０００元左右。２００７年和２００８年，随着市场原材料的上涨，国内外风机设备价格不断攀升。据调查，进口设备千瓦造价从２００７年的１０２００元上涨
到２００８年的１１３００元。国产风机设备千瓦造价从２００７年的９７００元上涨到了９８５０元。长此以往，电价得不到调整，就会挫伤一些开发商的积极性。

压力增大

　　目前担忧的是清洁发展机制项目一旦终止后的投资缺口问题。现在上马的风电项目，大都提交了碳减排交易申请，希望能通过ＣＤＭ（清洁发展机制）解决部分投资。有关专家表示，ＣＤＭ项目申请成功的可能性很大，只是时间问题。一旦申请成功，每一千瓦时的电量能获得近０．１元的收益，这确实解决了不少问题。但是，根据《京都议定书》，ＣＤＭ机制到２０１２年就要到期，这种清洁发展机制能否延续下去是个问题。那时，电价问题就会成为焦点问题。记者从中国国电龙源公司向国家能源局的一份汇报材料上获悉，赤峰龙源公司２００９～２０１２年按风机年平均利用２６００小时测算，包括ＣＤＭ项目收入预计可实现净利润总额８３１万元，２０１２年以后没有ＣＤＭ项目收入，预计将亏损，年净利润为负１３１１万元。

补贴难等

　　与风电成本有关的另一个问题是可再生能源电价补贴结算时间太长，使一些风电公司的现金流紧张。目前，风电公司与电网公司当月按火电脱硫标杆电价结算上月电费，电价补贴要等到国家发展改革委和电监会确定并下发可再生能源电价附加补贴和配额交易方案之后才能结算，时间拖得比较长，而风电公司要按批准电价确认收入并交纳增值税及附加税金，这给风电公司经营带来了很大困难。记者调查发现，２００７年１～９月的电价补贴大多数在２００８年５月才结清，２００７年１０月至２００８年６月的电价补贴至今仍未结算。
　　风电发展的诱人前景，使得各式各样的投资者竞相进入这个游戏。进入者不仅包括大的发电公司和能源公司，而且还有外资和民营企业。国外大的金融集团也纷纷抢滩登陆。实力雄厚的企业进入这个领域当然是好事，但有一些圈地者实质上就是“皮包公司”，他们有能力圈得风电资源丰富的宝地，并且能将相关的批文都办下来，却没有装机能力。一个５万千瓦的风电项目，正常程序申报下来只需要花费３００万～５００万元，这些圈地者拿到这些项目后，不进行开发，却能以高达２０００万元的价格卖出。据悉，ＢＰ和香港新能源就有这类以高价买入的项目。无形中增加了风电开发商的成本。　　

⑤风电放行需再努力

“今年底，我国风电装机将超过１０００万千瓦。这意味着我国的风电将实现两个很有意义的超越：一是超过印度，成为全球第四风电大国，仅次于德国、美国、西班牙；二是将超过核电，成为中国第三大发电装机种类。”国家能源局新能源和可再生能源司司长王骏在９月２６日召开的国家电网公司风电发展与并网会议上表示，我国风电发展速度已经超出国家的规划，就现在的发展速度来看，到２０１０年达到２０００万千瓦，２０１５年达到５０００万~６０００万千瓦，２０２０年达到１亿千瓦，都是很现实的，甚至是保守的。
　　风电开发对我国优化能源结构、推进节能减排、促进经济发展与和谐社会建设具有重要的意义。然而，风电的迅猛发展需要更加强大的电网支持，也对电网的发展提出新的课题。

大规模风电急需跨区消纳

　　风电输出功率具有随机变化的特点，系统的调峰能力是决定风电并网消纳规模的硬约束。国网北京经济技术研究院能源所所长白建华在报告中指出，在不考虑电网输送能力约束条件下，系统规模越大、负荷峰谷差越小、调峰能力越强、并网消纳风电规模越大。跨区联网有利于促进风电在更大范围内消纳，扩大风电开发规模。
　　我国西北五省风能资源丰富，据最新资料统计，西北地区风能资源总储量约为１５．８亿千瓦，技术开发量约为４０００万千瓦，主要分布在甘肃和新疆。但甘肃电网和新疆电网本地消纳风电能力有限，大规模开发甘肃和新疆风电必须依靠西北陕甘青宁电网或者在全国更大范围内消纳。
　　甘肃省电力公司代表指出，到２０１０年，甘肃风电基地装机容量将达到５１６万千瓦，年发电量将超过１００亿千瓦时左右，风电电力电量在甘肃电网的平衡消纳将面临调峰、调压、价格补偿等问题。届时，河西走廊公用电厂火电装机规模仅２００万千瓦，调峰能力有限，需要就近建设一定容量的火电或水电机组以配合调峰，并考虑在整个西北电网平衡消纳。因此，西北电网应尽快建立风电调峰调度机制，制定相关的调度规则，落实对参与风电调峰电厂的补偿机制，以更好地做好风电消纳工作。
　　内蒙古电力公司代表也提出相同问题，如果风电场继续增加，内蒙古电网火电、水电调峰能力将不能满足风电运行要求，建议国网公司、华北网公司对现有外送通道，增加低谷负荷外送电力，缓解由于大规模风电接入后带来的内蒙古电网调峰压力。按照内蒙古电网目前的规模和可接纳风电装机的能力，要实现“风电三峡”的目标，还需要做大量的工作。风电开发不仅是风资源富集省区的责任，更是全国各省区的责任。与之相邻的东北电网和华北电网装机总规模已接近２亿千瓦，内蒙古电力公司建议国家电网公司从支持风电可持续发展的角度出发，规划建设自治区向区外电网的电力输送通道，将火电和风电以打捆方式向外送电。

网输送能力制约风电消纳

　　我国电网发展长期落后于电源发展，电网稳定水平不高。另外，风电的规模化开发，又面临着许多新的无功、有功功率控制问题。有文章指出，电网配套滞后成为风电产业发展瓶颈，目前，风电机组的生产速度和风电场的建设速度都远远快于电网的发展速度，风电发展目标能否实现取决于中国的电网能否跟上风电建设的速度。
　　白建华在报告中表明，电网的输送能力是决定风电并网消纳规模的软约束，目前，我国大型风电场并网存在的技术障碍主要包括：一是风电接入地区电网输电能力有限；二是风电功率的波动对电压有较大影响；三是大规模的风电波动对电网调度运行带来不利影响；四是目前风电场尚无法实现灵活的无功、有功功率控制，对保证电网及风电的安全稳定运行带来不利影响；五是目前大部分国内风电机组，尚不具有无功电压控制、有功功率控制及低电压穿越能力。
　　白建华在报告中认为，从技术层面讲，这些技术问题都是能够逐步加以解决的。可通过网架加强、配置适当的有功及无功控制设备来解决。解决的关键是在技术与经济比较的基础上选择技术可行、经济性较好的解决方案。
　　国家电网公司副总经理舒印彪建议，风电场前期工作要与送出工程前期工作协调开展，减少项目的风险和不确定因素。公司系统各单位也要主动与各级政府就风能资源情况和风电开发规划进行沟通，提出可接纳的风电容量。为保证西部、北部风电的大规模开发、外送和消纳，不仅要加强外送通道与当地电网的衔接，建设坚强的送端电网，还要围绕我国中东部负荷中心，加快建设坚强的华北—华中—华东特高压受端电网，提高受端电网的承载能力。另外，建立风电场与电网的通信通道，加强风电场与电网的信息传输也是非常重要的工作。

标准缺失成为瓶颈

　　舒印彪指出，由于目前没有风电机组和风电场的入网标准和检测标准，绝大部分风电机组的功率曲线、电能质量、有功和无功调节性能、低电压穿越能力没有经过检测和认证，而且多不具备上述性能和能力，并网运行的风电机组对电网的安全稳定运行造成很大的影响。
　　然而，与会风电设备制造商代表向记者透露，我国在风电设备的技术掌握上没有问题，但是利用的观念、方法和措施与国外有诸多差距，比如现在的技术已经可以使风机具备调频、调压和低电压穿越的功能，使风电具备常规电厂近似的稳压能力和抗故障能力，不会给电网带来太大负担。但是由于国内没有这样的要求和规定，一部分风机就没有这样的功能，甚至一些具备这些功能的风机设备也没有开启这些功能。
　　因此，要使风电场并网满足电力系统安全可靠运行的要求，必须研究提出风电机组和风电场的技术标准。风电具备了这些标准将会使自身质量上一个台阶，也会因适应电网要求而获得更广阔的发展空间。
　　中国电力科学院新能源所顾问戴慧珠说：“制定风电场接入电力系统并网技术规定十分必要，是保证电力系统安全运行的重要条件之一。虽然不同国家的风电并网导则不完全相同，但都强调风电场必须具备一定的有功控制、无功／电压控制能力及低电压穿越能力，对风电场承受系统电压和频率发生偏差的能力作出了明确的规定，并要求风电场提供模型信息、运行参数和性能测试报告。
　　中电联标准化中心主任许松林表示，将对ＧＢ／Ｚ１９９６３－２００５《风电场接入电力系统技术标准》进行修订，会根据我国风电场和电网系统的特点，对国外的风电接入电网技术标准进行全面的调研，对风电场接入电网的有功调节、无功调节、频率调节、电能质量、低电压穿越能力、风电场调节及控制能力、风电场上送信息量等有关技术要求进行修改与完善。

⑥风机产业有喜忧

当国家能源局局长张国宝在内蒙古赤峰塞罕坝风电场豪情万丈地说出风电装机容量“再过１０年，我们就是世界第一”时，相信很多风电设备制造厂商都感到热血沸腾。
　　在全球金融危机爆发，各行各业都在担心经济可能陷入低迷状态，风电设备制造业却将高歌猛进，在国家规划的大力支持下出现跨越式发展。这给前两年发展很不景气的风电设备制造业打了一剂兴奋剂，搭上高速发展的列车似乎只是一个时间问题。

　　喜在眉

　　风电设备制造厂商们有理由兴奋。到２００８年年底，我国风电总装机规模将突破１０００万千瓦，提前两年实现“十一五”规划两倍的任务。这虽然已经是第二次修改，然而规划还是提前完成了。
　　“我们当初的规划是保守了，按照我们现在每年４００万千瓦的建设势头，５年后我们将超过德国成为第一。”张国宝在回答记者的提问时表示。
　　风电世界第一的目标吸引了大量的投资。目前，国内几乎所有制造领域的大型重工企业纷纷涉足风电机组研制生产，包括航天、船舶、电站设备、输配电设备制造企业等，如东方电气集团、上海电气集团、哈尔滨电站设备集团等三大电力设备生产企业。一些原本从事风电零部件生产的企业也着手从事整机的制造，如湘潭电机股份有限公司、兰州电机有限责任公司等。这些企业大多为国有或国有控股企业，它们引进或开发的风机技术和产品具有一定的产业化基础，产业化进程较快。同时，民营企业也凭借敏锐的市场嗅觉快速投身风电市设备场。
　　外资企业方面，几乎所有国际著名风机制造企业都已经进入我国市场。这些企业都在国内设立了合资或独资厂，占据风电设备的半壁江山。
　　根据中国可再生能源学会风能专业委员会数据显示，在２００４年前，我国仅有６家整机制造企业，而目前明确进入整机制造业的企业已近７０家。据记者从中国农机工业协会风能设备分会了解，２００７年，中国新增机组３１５５台，３３０．４万千瓦，其中，内资企业产品占５５．９％，外资企业产品占４２．５％，合资企业产品占１．６％。
　　高速发展的整机制造业极大地刺激了与之相配套的零部件制造业的发展。原先缺兵少将的零部件业也渐渐形成涵盖叶片、齿轮箱、发电机、变桨偏航系统、轮毂、塔架等主要零部件的生产体系，已具备风电设备一些关键零部件的配套能力。

　　愁在心

　　尽管目前大量的整机设备制造厂商出现了一拥而上的景象，但是市场需求的急速膨胀仍足以使目前的风电设备成为紧俏商品。
　　中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩对风电整机设备的现状这么形容：“夸张一点说，只要是能转得动的风机都被拉走了。大多数风机制造企业都处于供不应求的满负荷生产状态。”有业内人士透露，现在有的用户甚至派专人在设备制造厂盯着自己订的货，以防被先交给别的人。
　　与之相对应的问题也相应暴露出来，有业内人士抱怨，有些风电设备投入运行不到２４０小时就出现了问题。这样的问题不光出现在经验缺乏的本土产品上，同样也出现在一向口碑不错的国外风机上。
　　龙源电力集团公司总经理谢长军也在公开场合坦率表示，一直以来国外风机产品比国内性能、质量好，价格也高，但也出现一些怪现象，即国外厂商在国内实现本地化生产后，机组质量急剧下降，服务质量也下降，价格比原来进口机组还要高。
　　当然对于国内企业的产品，谢长军也表示，风电大开发所需要的高性能、高质量的机组国产产品也尚有距离。
　　目前，风电机组的制造呈现出大型化的倾向。而大型风电机组也就意味着大的风险。大型风电机组的制造看似简单，其实不然。风电机组要在恶劣的气候环境下安全运行２０年，因此运行可靠性尤其重要，没有丰富实践经验的积累，风电设备质量很难保证。这就是为什么ＧＥ和西门子等大企业不选择自主研发，而是采用收购老牌风电制造厂来进入这个市场的原因。
　　由于大批兆瓦级新型风机匆忙投入规模化生产运行，在整机生产能力急速扩张的同时，产品质量问题越来越突出。在国家发展改革委能源研究所作的一份研究报告中指出，各整机制造企业的产品在运行和试制过程中均出现过质量问题。典型问题包括，因设计缺陷导致的齿轮箱齿断裂、因材料中含氢量过高导致的主轴断裂、因常见故障导致的电气元件损坏等。
　　“大型风机需要适应各种复杂的风况，出现一些问题其实是正常的。风电技术的特殊性要求一个新型号的机组，要通过样机、小批量生产过程中发现问题并修改完善，最后才能大批量生产。但是现在的状况下，企业根本没有时间进行这方面的工作。”秦海岩坦言。
　　我国风电装机容量的迅猛增长和国产化政策给风电设备制造业带来了前所未有的大好机遇，这本来是好事，但大多数企业为了快速具备风电机组生产能力，购买国外厂商的许可证，本身自主研发能力薄弱，所采用的零部件质量很多未经实践检验，产品的质量与可靠性难免与国外主流厂家的设备有不少差距。这给风电场的运行带来了很多不确定的技术风险。这些设备在国内部分风电场的实际运行中已经暴露出一些问题，给风电开发企业造成了一定损失。如果问题得不到解决，长此以往，我国将会出现风电高装机容量、低发电量的尴尬局面。