風電項目入網究竟有多難？國家電監會近日發布的《風電、光伏發電情況監管報告》（以下簡稱 《監管報告》）顯示，不論是從風電接入系統工程總項目數、線路長度還是變電容量，發電企業出資建設的占比已經過半。

　　過半接入工程由發電企業出資

　　根據上述報告，從風電接入系統工程的投資主體來看，在該次調查涉及的494個風電接入系統工程中，電網企業出資建設項目213個，線路長度4444公里，變電容量1914萬千伏安，分別占全部風電接入系統工程的43.12%、43.04%、49.10%；發電企業出資建設項目數、線路長度、變電容量占比分別為56.28%、55.18%、50.31%。

　　分區域看，華中、華東區域電網企業出資建設項目比例較高，均超過了70%；華北、東北區域比例較低，均在30%左右。

　　光伏發電項目也存在著類似問題，當前光伏發電項目接入系統工程規模相對較小，其中發電企業投資建設的線路長度占81.34%；變電容量占86.36%。

　　過半未收購風電在華北

　　此前，業內有三分之一風電機組閑置的說法。國家電監會在這次調查中發現，已并網的風電和光伏發電設備受電網安全等因素影響可能存在未能上網的電量。

　　2010年1～6月，風電未收購電量為27.76億千瓦時，光伏發電沒有未收購電量。分區域看，華北區域未收購風電電量為15.88億千瓦時，占全國總未收購電量的57.20%；東北區域未收購風電電量為10.64億千瓦時，占全國總未收電量的38.33%。

　　分地區看，內蒙古未收購風電電量最多，為21.01億千瓦時，占全國總未收購電量的75.68%，高于其上網電量全國占比43.40個百分點；吉林未收購風電電量為2.60億千瓦時；河北、甘肅、黑龍江在2009年1月～2010年6月期間未收購風電電量為3億千瓦時左右。

　　接入系統定義存爭議

　　國家電監會調查發現，目前風電、光伏發電并網接入系統存在以下問題：風電接入系統缺乏明確定義導致各方有不同的理解，有的認為是風電場升壓變電站以及從升壓變電站至電網側進線第一基塔之前的線路；有的認為是風電場出線第一基塔至電網側進線第一基塔之間的線路；有的認為是風電場出線第一基塔至電網側進線第一基塔之間的線路以及電網側進線間隔。

　　國家電監會指出，風電、光伏發電并網接入調度管理的有關標準和規定需要根據風電、光伏發電的特點進一步規范和完善。目前風電場并網方面沒有國家級標準，國家電網公司出臺了《國家電網公司風電場接入電網技術規定》，但該標準不是國家標準，容易引發網廠矛盾。應組織開展風電、光伏發電并網接入、安全運行有關問題的研究，制定相關技術標準，降低風電、光伏發電對電力系統安全穩定運行的不利影響。

　　“風電三峽”送電或遇難題

　　值得關注的是，“風電三峽”酒泉也可能會遭遇上述困難。

　　2010年6月底規劃建設的1000萬千瓦級酒泉風電基地已并網近100萬千瓦，在酒泉及河西地區已經無法完全消納，大部分需要送到蘭州負荷中心消納。預計2010年甘肅全省統調范圍內最大負荷1000萬千瓦左右，而2010年底酒泉風電基地建成裝機容量將達到500萬千瓦左右，遠遠超過了酒泉及河西地區的用電需求；2015年酒泉風電基地發電量預計將達到250億千瓦時左右，在甘肅乃至西北電網都難以消納，但是向網外輸送的消納市場及其配套電網建設目前均未明確。

　　《監管報告》顯示，部分地區存在大規模風電難以消納的問題。在部分風電資源比較豐富的地區，風電發展規劃側重于資源規劃，缺乏具體的風電送出和風電消納方案，大規模風電送出消納的矛盾日益突出。