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三成的机组空转 电监会7省区调研风电大跃进
遍地开花的风电投资将可能面临一轮大规模的政策调整。国务院已经要求相关部委启动风电投资调研，以为政策调整提供依据。
国家电监会研究室人士表示，电监会已经根据国务院要求选定了7大省区作为调查“标的”。目前，第一轮调研已经结束，电监会据此发布了《我国风电发展情况调研报告》（下简称《报告》）。
同时，国家发改委也在“第一轮调研”后发布了《关于完善风力发电上网电价政策通知》，该通知按风能资源状况和工程建设条件，将全国风能资源分为四类资源区，并分别确定了风电标杆电价。但未能证实此通知与“第一轮调研”直接相关。
“电监会还将在8月份组织对国内风电产业进行更深入更全面的‘二次调研’，进一步为国务院提供决策支持。”上述电监会研究室人士说。
据了解，国内风电在经历蜂拥般投资后，目前已经出现20%?30%的风电机组空转，部分项目经营困难甚至亏损的状况。
风“驰”电“掣”
近期国务院相关部委密集调研和政策调整的背景是风电产业发展中所存在的矛盾和问题正在陆续显现，“包括发电企业与电网企业，以及与地方政府的矛盾，相关各方都曾上书国务院，因此引起了国务院的重视并要求电监会等部门对问题进行调研。”上述电监会人士告诉本报记者。
电监会选取的调研地点包括东北三省、内蒙古、甘肃、新疆、江苏七省区，这7省区风电发展被认为具备一等代表性：其中，三北是我国陆上风能资源丰富地区，而江苏是海上风能资源最丰富地区之一，7省区至2008年底风电装机容量为705.5万千瓦，占全国风电总装机的78.9%。
另一个显著的共同点是七省区近几年风电装机迅猛增长。一位风电专家指出：“为何会有如此多的问题与矛盾集中产生，背后正是风电产业的非常规超速发展。”
根据中电联提供的资料显示，截至2008年底，全国风电装机容量为894万千瓦，连续三年增长率超过100%。
而在规划方面，七个省区中，提出建设风电“三峡”的就有两个。其中内蒙古确定了打造内蒙古“风电三峡”的目标，规划风电装机2010年达到800万千瓦，2015年达到2800万千瓦，2020年达到5000万千瓦，重点建设的百万风电基地多达7个。而甘肃提出“建设河西风电走廊，再造西部陆上三峡”的目标，规划风电装机2010年达到500万千瓦，2015年达到1200万千瓦，2020年达到2000万千瓦，使河西走廊成为世界上最大的风电基地。
据了解，央企特别是五大电力集团是该地区风电开发的主力军。据《报告》统计，七省区风电企业共有92家，其中，中央企业占总数的73%，装机容量高达81%。
从五大电力集团2009年新能源发展目标已可一窥央企对风电发展的“勃勃雄心”：华能将新开工瓜洲、阜新、山东等地19个风电项目，投产阜新二期、灰腾梁、宝龙山等21个风电项目；大唐积极争取国家规划的千万、百万千瓦级风电基地特许权项目，年内在赤峰市建成集团公司第一个百万千瓦级风电场；华电将在蒙东、蒙西、新疆、甘肃、吉林、黑龙江、河北、江苏等地区，建设8个大型风电基地；实现规模化滚动发展，今年力争投产116万千瓦；中电投加快甘肃、内蒙古、江苏、新疆等大型风电基地开发，力争核准165万千瓦。
中国风电协会副会长施鹏飞表示，当前国内风电装机容量已经大大超出了国家原先规划。他认为主要还是国家规划及政策不完善，比如国家规定5万千瓦以上需由国家发改委审批，有些企业就将风场分拆成几个5万千瓦，以此避开国家的审批。
空转率高达20%-30%
企业“跑马圈风”背后不得不面对的是惨淡经营。根据电监会的调研，风电场普遍经营困难，甚至亏损。
上述电监会人士表示：“由于风能资源评估偏差、电网建设与风电场建设不配套、设备选型不当和风电场布局不合理等因素影响，风电场等效满负荷运行小时数普遍低于可研报告中的预测设计值，导致风电场经营困难。”
而电网不配套也正是各发电企业与电网企业的主要矛盾所在。《报告》指出，风电建设与电网发展不配套，风电送出不落实是当前风电发展存在的主要问题之一。
一是风电发展规划侧重于资源规划，与电网发展规划不协调。如在国家规划中，内蒙古蒙东和蒙西有两个千万千瓦级风电基地，但是内蒙古风电的送出方式和落点至今未落实。二是电网建设和风电场建设不协调，造成部分风电场不能及时并网或并网后出力受限。如甘肃酒泉已经投运的46万千瓦风电装机最大发电出力只能达到65%左右。三是风能资源开发与火、水电等其它电源还存在不配套现象，调峰容量不足。
并网滞后导致的最大问题是风机的空转。中国电工技术学会会长周鹤良对本报表示，根据他到各地调研的情况来看，有20%到30%的企业存在着空转的现象，主要原因是没有解决入网问题。
另外，《报告》中引用中电联的一组数据也引起了本报记者注意：截至2008年全国风电装机894万千瓦，这与能源局此前公布的截至2008年全国风电装机1217瓦存在较大差距。对此，电监会的解释是部分风电场机组未通过240小时试运行或接入工程滞后尚未进入商业化运行，因此没统计在内。据本报记者匡算，两者相抵相差323万千瓦，占比也约为30%。这也从侧面应证了机组30%空转率的存在。
针对并网不配套问题，上述电监会人士表示，问题不全在电网，而是双方缺乏协调，发电企业发展风电过快，而电网对风电并网相对滞后。
实际上，风电迅猛发展给电网的调度提出的挑战问题目前也已显现。以风电比重列全国第二位的吉林省为例，截至2008年底，吉林风电容量已经占到全省总装机的8%，达76.3万千瓦。吉林电力总经理张羡崇在接受本报采访时指出，2009年底该省风电将再翻番达到140万千瓦，这对吉林电网将是一个很大挑战。
国家电网7月30日将在北京召开新能源发展工作会议，也正是重点研究新能源接入电网管理问题。
价格新政引导投资
虽然尚未证实国家发改委最新发布的通知是否是调研结果驱动，但国家发改委称，调整价格是为了引导投资。
此前，国家陆续搞了五期风电特许权招标，不管是前期的低价中标模式还是后来的“中间价”中标模式，都存在价格偏低问题，让“不怕亏”的央企占据大部分市场份额，招标模式也因此引发多方争议。
而在2007年12月1日起广东率先实行风电标杆价，开启了国家风电“固定电价”的先河。定价为0.689元/千瓦时(含税)，该政策受到业界好评，认为广东风电实现标杆价将使行业合理盈利得到保障，有利于吸引更多的投资者参与投资。
而不到两年，国家发改委也采取了类似模式，按风能资源状况和工程建设条件，将全国风能资源分为四类资源区，风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。
上述电监会人士表示，尽管风电标杆电价也是参照此前招标价制定，但采用固定电价将有利于企业理性投资和压低成本，而不是一味等待国家补贴。
国家发改委也指出，通过事先公布标杆电价水平，为投资者提供了一个明确的投资预期，鼓励开发优质资源，限制开发劣质资源，保证风电开发的有序进行。
另外有利于降低成本、控制造价。项目造价越低、管理越好，收益就越高，激励风电企业不断降低投资成本和运营成本。此外，实行标杆电价也有利于减少政府行政审批。
而周鹤良则认为，采用固定定价对风电企业的影响不会太大，风电的盈利空间更主要得靠提高机组的小时利用率。据《报告》，大部分风电场等效满负荷利用小时低于原先的设计值。
国家电监会研究室人士表示，电监会已经根据国务院要求选定了7大省区作为调查“标的”。目前，第一轮调研已经结束，电监会据此发布了《我国风电发展情况调研报告》（下简称《报告》）。
同时，国家发改委也在“第一轮调研”后发布了《关于完善风力发电上网电价政策通知》，该通知按风能资源状况和工程建设条件，将全国风能资源分为四类资源区，并分别确定了风电标杆电价。但未能证实此通知与“第一轮调研”直接相关。
“电监会还将在8月份组织对国内风电产业进行更深入更全面的‘二次调研’，进一步为国务院提供决策支持。”上述电监会研究室人士说。
据了解，国内风电在经历蜂拥般投资后，目前已经出现20%?30%的风电机组空转，部分项目经营困难甚至亏损的状况。
风“驰”电“掣”
近期国务院相关部委密集调研和政策调整的背景是风电产业发展中所存在的矛盾和问题正在陆续显现，“包括发电企业与电网企业，以及与地方政府的矛盾，相关各方都曾上书国务院，因此引起了国务院的重视并要求电监会等部门对问题进行调研。”上述电监会人士告诉本报记者。
电监会选取的调研地点包括东北三省、内蒙古、甘肃、新疆、江苏七省区，这7省区风电发展被认为具备一等代表性：其中，三北是我国陆上风能资源丰富地区，而江苏是海上风能资源最丰富地区之一，7省区至2008年底风电装机容量为705.5万千瓦，占全国风电总装机的78.9%。
另一个显著的共同点是七省区近几年风电装机迅猛增长。一位风电专家指出：“为何会有如此多的问题与矛盾集中产生，背后正是风电产业的非常规超速发展。”
根据中电联提供的资料显示，截至2008年底，全国风电装机容量为894万千瓦，连续三年增长率超过100%。
而在规划方面，七个省区中，提出建设风电“三峡”的就有两个。其中内蒙古确定了打造内蒙古“风电三峡”的目标，规划风电装机2010年达到800万千瓦，2015年达到2800万千瓦，2020年达到5000万千瓦，重点建设的百万风电基地多达7个。而甘肃提出“建设河西风电走廊，再造西部陆上三峡”的目标，规划风电装机2010年达到500万千瓦，2015年达到1200万千瓦，2020年达到2000万千瓦，使河西走廊成为世界上最大的风电基地。
据了解，央企特别是五大电力集团是该地区风电开发的主力军。据《报告》统计，七省区风电企业共有92家，其中，中央企业占总数的73%，装机容量高达81%。
从五大电力集团2009年新能源发展目标已可一窥央企对风电发展的“勃勃雄心”：华能将新开工瓜洲、阜新、山东等地19个风电项目，投产阜新二期、灰腾梁、宝龙山等21个风电项目；大唐积极争取国家规划的千万、百万千瓦级风电基地特许权项目，年内在赤峰市建成集团公司第一个百万千瓦级风电场；华电将在蒙东、蒙西、新疆、甘肃、吉林、黑龙江、河北、江苏等地区，建设8个大型风电基地；实现规模化滚动发展，今年力争投产116万千瓦；中电投加快甘肃、内蒙古、江苏、新疆等大型风电基地开发，力争核准165万千瓦。
中国风电协会副会长施鹏飞表示，当前国内风电装机容量已经大大超出了国家原先规划。他认为主要还是国家规划及政策不完善，比如国家规定5万千瓦以上需由国家发改委审批，有些企业就将风场分拆成几个5万千瓦，以此避开国家的审批。
空转率高达20%-30%
企业“跑马圈风”背后不得不面对的是惨淡经营。根据电监会的调研，风电场普遍经营困难，甚至亏损。
上述电监会人士表示：“由于风能资源评估偏差、电网建设与风电场建设不配套、设备选型不当和风电场布局不合理等因素影响，风电场等效满负荷运行小时数普遍低于可研报告中的预测设计值，导致风电场经营困难。”
而电网不配套也正是各发电企业与电网企业的主要矛盾所在。《报告》指出，风电建设与电网发展不配套，风电送出不落实是当前风电发展存在的主要问题之一。
一是风电发展规划侧重于资源规划，与电网发展规划不协调。如在国家规划中，内蒙古蒙东和蒙西有两个千万千瓦级风电基地，但是内蒙古风电的送出方式和落点至今未落实。二是电网建设和风电场建设不协调，造成部分风电场不能及时并网或并网后出力受限。如甘肃酒泉已经投运的46万千瓦风电装机最大发电出力只能达到65%左右。三是风能资源开发与火、水电等其它电源还存在不配套现象，调峰容量不足。
并网滞后导致的最大问题是风机的空转。中国电工技术学会会长周鹤良对本报表示，根据他到各地调研的情况来看，有20%到30%的企业存在着空转的现象，主要原因是没有解决入网问题。
另外，《报告》中引用中电联的一组数据也引起了本报记者注意：截至2008年全国风电装机894万千瓦，这与能源局此前公布的截至2008年全国风电装机1217瓦存在较大差距。对此，电监会的解释是部分风电场机组未通过240小时试运行或接入工程滞后尚未进入商业化运行，因此没统计在内。据本报记者匡算，两者相抵相差323万千瓦，占比也约为30%。这也从侧面应证了机组30%空转率的存在。
针对并网不配套问题，上述电监会人士表示，问题不全在电网，而是双方缺乏协调，发电企业发展风电过快，而电网对风电并网相对滞后。
实际上，风电迅猛发展给电网的调度提出的挑战问题目前也已显现。以风电比重列全国第二位的吉林省为例，截至2008年底，吉林风电容量已经占到全省总装机的8%，达76.3万千瓦。吉林电力总经理张羡崇在接受本报采访时指出，2009年底该省风电将再翻番达到140万千瓦，这对吉林电网将是一个很大挑战。
国家电网7月30日将在北京召开新能源发展工作会议，也正是重点研究新能源接入电网管理问题。
价格新政引导投资
虽然尚未证实国家发改委最新发布的通知是否是调研结果驱动，但国家发改委称，调整价格是为了引导投资。
此前，国家陆续搞了五期风电特许权招标，不管是前期的低价中标模式还是后来的“中间价”中标模式，都存在价格偏低问题，让“不怕亏”的央企占据大部分市场份额，招标模式也因此引发多方争议。
而在2007年12月1日起广东率先实行风电标杆价，开启了国家风电“固定电价”的先河。定价为0.689元/千瓦时(含税)，该政策受到业界好评，认为广东风电实现标杆价将使行业合理盈利得到保障，有利于吸引更多的投资者参与投资。
而不到两年，国家发改委也采取了类似模式，按风能资源状况和工程建设条件，将全国风能资源分为四类资源区，风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。
上述电监会人士表示，尽管风电标杆电价也是参照此前招标价制定，但采用固定电价将有利于企业理性投资和压低成本，而不是一味等待国家补贴。
国家发改委也指出，通过事先公布标杆电价水平，为投资者提供了一个明确的投资预期，鼓励开发优质资源，限制开发劣质资源，保证风电开发的有序进行。
另外有利于降低成本、控制造价。项目造价越低、管理越好，收益就越高，激励风电企业不断降低投资成本和运营成本。此外，实行标杆电价也有利于减少政府行政审批。
而周鹤良则认为，采用固定定价对风电企业的影响不会太大，风电的盈利空间更主要得靠提高机组的小时利用率。据《报告》，大部分风电场等效满负荷利用小时低于原先的设计值。
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