风电项目入网究竟有多难？国家电监会近日发布的《风电、光伏发电情况监管报告》（以下简称 《监管报告》）显示，不论是从风电接入系统工程总项目数、线路长度还是变电容量，发电企业出资建设的占比已经过半。
过半接入工程由发电企业出资
根据上述报告，从风电接入系统工程的投资主体来看，在该次调查涉及的494个风电接入系统工程中，电网企业出资建设项目213个，线路长度4444公里，变电容量1914万千伏安，分别占全部风电接入系统工程的43.12%、43.04%、49.10%；发电企业出资建设项目数、线路长度、变电容量占比分别为56.28%、55.18%、50.31%。
分区域看，华中、华东区域电网企业出资建设项目比例较高，均超过了70%；华北、东北区域比例较低，均在30%左右。
光伏发电项目也存在着类似问题，当前光伏发电项目接入系统工程规模相对较小，其中发电企业投资建设的线路长度占81.34%；变电容量占86.36%。
过半未收购风电在华北
此前，业内有三分之一风电机组闲置的说法。国家电监会在这次调查中发现，已并网的风电和光伏发电设备受电网安全等因素影响可能存在未能上网的电量。
2010年1～6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%；东北区域未收购风电电量为10.64亿千瓦时，占全国总未收电量的38.33%。
分地区看，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～2010年6月期间未收购风电电量为3亿千瓦时左右。
接入系统定义存争议
国家电监会调查发现，目前风电、光伏发电并网接入系统存在以下问题：风电接入系统缺乏明确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前的线路；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。
国家电监会指出，风电、光伏发电并网接入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，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》，但该标准不是国家标准，容易引发网厂矛盾。应组织开展风电、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。
“风电三峡”送电或遇难题
值得关注的是，“风电三峡”酒泉也可能会遭遇上述困难。
2010年6月底规划建设的1000万千瓦级酒泉风电基地已并网近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。
《监管报告》显示，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。
