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截至2012年年底，我国清洁能源装机超过3亿千瓦，占总装机比例达到28%。其中，风电并网装机达到6300万千瓦，年发电量超过1000亿千瓦时，风电成为我国第三大电源，一举超过了核电。几年间，光伏发电装机也由基本空白增长到700万千瓦。

近期有媒体报道，我国风电发电量仅占全部电力消费量的2%，较丹麦等国20%的比例仍有巨大提升空间。但是，如果据此推导出，由于中国电网不给力，导致我国新能源并网落后、成绩不佳则是错误的。

一方面，中国是世界第一电力生产大国，我国风电电量仍然雄居世界第一。这个比例在美国也仅仅超过了3%。根据国家能源局2012年7月发布的《风电发展“十二五”规划》，到2015年和2020年，我国投入运行的风电装机将达到1亿和2亿千瓦，风电发电量将占全国总发电量的3%和5%。

另一方面，丹麦国土面积不足5万平方公里，与幅员辽阔的中国没有可比性。面对复杂的国情，我国用5年时间走过了美国、欧洲15年的风电发展历程，实现了赶超。

数据显示，截至2012年年底，国家电网公司调度范围内风电并网容量5676万千瓦，是2005年的58.5倍，年均增速达到78.8%。光伏发电并网容量333万千瓦，“十二五”以来年均增速达到372%。2006年～2012年，国家电网公司经营区风电利用小时数分别达到1917、2015、2004、1993、2095、1928、1903小时，与欧美国家大体相当。

电网是各类能源转化利用和高效配置的平台。在消纳风电上，跨区消纳显示出了强大的生命力。2012年4月26日，蒙西电网风电日发电量占比达到28%，其中三分之一风电电量由华北电网吸纳。2012年5月14日，蒙东电网风电日发电量占比达到72%，其中二分之一风电电量由东北三省电网吸纳。

近年来，国家电网公司在积极促进分布式电源发展。2012年10月26日，国家电网公司向社会发布《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》;2013年2月27日，公司又向社会发布《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》。从课题研究、标准制定，再到具体服务措施的实行，近年来国家电网公司开展了许多工作，并开诚布公地接受社会监督。

中国工程院院士黄其励认为，回顾几年来走过的历程，可以说，国家风电迅速发展取得的成绩来之不易，国家电网公司在其中起到了领航和支撑作用。

国家能源局新能源与可再生能源司副司长梁志鹏曾在一次会议上指出，国家电网公司是新能源发展的坚定推动力量。

新能源并网问题出现的根本原因到底是什么?

虽然我国新能源并网成绩可喜，但也出现了一些问题，这是客观事实。根据国家能源局数据，2012年全国弃风电量约200亿千瓦时，风电平均利用小时数比2011年有所下降，个别省(区)风电利用小时数下降至1400小时左右。

这是为什么?

《中国电力报》一篇分析文章认为，“这不可能是某一个环节或者某一个部门、单位的问题，而只能是系统性的、全局性的问题。”《国家能源局关于做好2013年风电并网和消纳相关工作的通知》指出，“大量弃风限电暴露的是我国能源管理的问题。”

但是，却有个别媒体将板子打到了电网企业身上，认为电网企业没有收购新能源和投资新能源接入工程的积极性。

对此，内蒙古能源开发局局长王秉军有清醒的认识。他认为，《可再生能源法》中“全额保障性收购”一词感觉很模糊。在这样的前提下，电网公司即使做了许多努力来消纳风电，仍会受到外界指责。当了冤大头，却没有任何法律或政策依据去申辩。如果将“全额保障性收购”进行明确，实施风电上网配额制，那么，电网公司依照该规定完成了任务，就无须承担外界的指责。现在呢，则是各方感觉都很委屈。因此，风电消纳问题不是电网公司的问题，也不是风电企业的问题，而是一个政策层面的问题。

基于此，我们应该放弃无端指责，回归理性现实。记者调查发现，现在新能源并网中有三个显著问题亟需解决。

一是电源建设无序、过快，电网工程核准环节多、周期长，而电网疲于应付。这一点，连新能源的投资者都没有否认过。有的风电企业为了规避发改委审批，把一个40万千瓦的风电场分成8期，以规避5万千瓦风电场需发改委审批的政策,这令电网企业无所适从。还有，甘肃酒泉风电基地一期工程2009年4月核准，750千伏电网送出工程2010年3月核准，前后差了近一年。

二是电网现有的调峰能力不足。风电具有显著的随机性和间歇性，大规模并网后，需要增加快速调峰电源(抽水蓄能、燃气电站等)保障电网安全。全球风电装机规模最大的几个国家中，西班牙的快速调峰电源比重达到34%，是风电的1.7倍;美国高达47%，是风电的13倍。我国“三北”地区电源结构单一，快速调峰电源比重不足2%，难以适应风电更大规模建设的要求。

三是电网跨区消纳能力有待提高。以北欧为例，丹麦、瑞典、挪威、芬兰四国之间建立了北欧电力市场，互通有无。无风时，丹麦从邻国挪威进口水电，而风电富余时，丹麦就会将风电卖给其他国家，这都有赖于坚强跨国电网支撑。我国吉林省风电机组年运行小时数已经由2008年2163小时降至2012年1420小时，一个主要原因就是风电消纳外送的特高压通道迟迟没有打通。

中国新能源并网的问题，都是现实存在的，需各方扎实付出努力。如果将问题简单归咎于电力体制改革不到位，归咎于没有实现电网拆分，实在是找错了答案。

欧洲能源管理师、中德可再生能源合作中心执行主任陶光远认为，如果简单地将国家电网拆分成五个地区电网，加上南方电网，总共六个区域电网，则未来功率巨大且不稳定的西部和北部的风电与太阳能电力的传输，以及随之产生的包括可调节电源、储能和灵活用电在内的智能电网的运行，就需要有一个非常可靠和高效的技术和经济机制在地区间进行调节控制，这是未来大量的可再生能源电力并网后不能回避的严峻问题。如果上述的问题没有有效的解决方案，那么在可再生能源蓬勃发展的形势下，拆分后形成的几个地区电网可能会面临比现在大一统的电网更严重的困境。

如何推动我国新能源产业更好发展?

近年来，我国新能源发展呈现出规模大、集中度高的特点，加快推动其发展已是共识。

何以突围?记者经过调查，发现各方面的建议主要集中在以下几点：

第一，应把建设坚强智能电网作为新能源发展的重要保障。这不仅有利于促进大型可再生能源发电基地开发消纳，也有利于促进分布式电源的发展。

解决风电、太阳能发电大规模远距离外送问题，是目前我国清洁能源开发利用的紧迫课题。从长远来看，到2020年，我国风电装机超过2亿千瓦、光伏发电超过5000万千瓦，这些电源绝大部分集中在西部和北部地区。就近期而言，在现有的电网条件下，“十二五”第一批拟核准风电项目投产之后，蒙东、蒙西、吉林、黑龙江、甘肃、新疆、冀北将出现15%以上的弃风。

测算显示，通过加大跨区、跨省输电能力建设，2015年全国风电消纳可以从6500万千瓦提高到1亿千瓦。内蒙古政协副主席、发改委主任梁铁城呼吁，无论蒙东或蒙西，风电仍受制于通道，弃风率还较高，要加快特高压电网发展。

专家普遍认为，大力发展新能源，在开发上，要坚持大规模集中开发与分布式发展相结合，提高开发利用效率。在运行上，要依托大电网，充分利用不同区域负荷特性差异，实现多种能源开发的综合效益最大化。在消纳上，要突破清洁能源富集地区本地消纳能力有限的制约，在全国范围内消纳清洁能源发电，减少弃风弃光。要实现以上目标，必须坚持统筹协调，加快建设“三华”特高压同步电网和连接能源基地到中东部负荷中心的跨区直流输电工程。

第二，应该健全相关法律，完善政策支持体系。

“目前，我国对清洁能源开发的激励政策侧重于发电环节，对输电环节、常规电源辅助服务考虑不足，尚未形成完善的定价和补偿机制。”辽宁省电力有限公司总经理燕福龙认为。

有专家建议，应完善可再生能源发展基金补偿机制，将可再生能源全部接网成本在全国范围内分摊。如青海柴达木盆地，本地负荷水平仅40万千瓦，但并网太阳能装机已过百万千瓦。目前，可再生能源接网成本主要按属地原则由西部电网企业承担。

还需要完善配套政策，方能保障风电快速可持续发展。按照由近及远的原则，“先省内、后区域、再全国”安排风电消纳市场，统筹风电和其他电源建设。有专家建议出台风电基地配套跨省区消纳的电价机制，明确常规电源为新能源提供辅助服务的补偿标准，建立抽水蓄能电站合理的投资回收机制等。这种观点不无道理。电网企业虽然有责任接纳新能源上网，但如果采用让电网企业持续“出血”的方式来保障全产业链的利益，显然不是市场化的方向。

此外,我们还要将清洁能源、其他电源和电网建设统一规划，合理安排清洁能源开发建设时序，确保清洁能源科学发展。

第三，风电、太阳能发电等清洁能源具有显著的间歇性和随机性，应注重其对电网安全的冲击，加强并网管理。

目前，中国风电开发以大规模、集中接入为主，这使得安全性面临更大考验。我国2009年以前生产的风机普遍不符合电网安全稳定运行的要求，不具备低电压穿越等基本功能。2012年，我国“三北”地区发生的多起风电机组大规模脱网事故，暴露出我国风电发展存在机组技术性能不达标、安全控制措施落实不到位等问题。

中国国电集团公司副总经理谢长军建议，“国家应当加强引导控制风机制造行业规模，制定和认真执行相关国家标准、行业标准，加大风电机组测试与检测力度，提高整机开发准入门槛，同时更加注重风机运行管理与数据统计分析，促进风电机组技术进步，提高设备质量水平。”