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风电供暖解决弃风有效吗
2011年，在业内各方积极探索的背景下，国家能源局组织召开了风电供暖方案的论证会议。当年11月，首个风电供暖示范项目在吉林洮南落成投运。
而今，四年已过，风电供暖也从低调示范走向规模开展。近几年来，国家能源局下发数个文件支持风电供暖工作，并将其视为消纳弃风、改善环境的重要措施。6月15日，国家能源局发布《关于开展风电清洁供暖工作的通知》，提出促进风电替代传统的热电联产机组，加大风电清洁供暖的比例，并要求相关地方编制今年风电清洁供暖工作方案。内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、河北、新疆、山西均被纳入试点范畴。
然而，相较于政府的积极态度，风电企业的动力明显不足。原本是为缓解弃风限电、减轻企业发展压力而生的风电供暖政策，却被风电企业视为一种经济负担。
多家新能源企业在接受《中国能源报》记者采访时一致表示，风电供暖并不能从根本上解决弃风问题。此外，动辄数千万元的投资、补偿收益难抵供热支出，导致企业踟蹰不前。在市场动力不足的背景下，这项初衷值得肯定的政策似乎正在遭遇推广难题。
具备环境效益，却难消纳弃风
国家能源局国能综新能〔号文件明确，风电供暖的基本方式为：风电企业按对应的供热设施总用电量，低价向电网企业出售这部分电量，电网企业收取合理的输电费用（含国家各种税费）后，将这部分电量转供给供热单位。风电企业低价提供的供热电量按当地风电电价补贴标准享受国家可再生能源发展基金的补贴。
然而目前风电供暖无力达到文件提出的理想状态。由于相关政策未落实，示范项目多采用过渡方式，即风电供暖项目确定合作意向后，风电企业需出资兴建热力站，购买电蓄热锅炉，同地方政府协商供热管线的出资建设问题，并与电网公司、热力公司签定协议。设备到位后，电蓄热锅炉供热站按照大工业用电电价购入夜间低谷电，使用电力生产热量供应给供热单位。
由于供热电价政策尚未出台，国家能源局考虑到风电企业的积极性和投资经济性问题，为参与供暖的风电企业制定了一个补偿方案，即采用电量补偿的方式弥补项目单位的亏损——对提供供热电量的指定风电场的对应装机容量，不限制其运行出力，所发电量全额上网。
但这个初衷值得肯定的弥补政策，却激起争议一片。
“这个政策最大的漏洞在于，没有考虑到在一定区域内，每个省的风电上网额度是既定的。风电供暖并不意味着消纳弃风、总体风电上网电量上升，而是当一家参与供暖的风电企业多发时，省内其他风电企业必须少发，以保持风电上网电量的总量平衡。说白了，侵占的是其他风电场的上网小时数。”一家国字头风电企业负责人告诉本报记者。
另一家风电企业的总经理亦对本报记者表示，在风电供暖政策公布之初，风企曾围绕两种情况做过经济性测算：一种是主动参与风电供暖，提升本企业风电上网电量；第二种是不参与风电供暖项目，被迫为其他参与供暖项目的企业让路。“测算的结果是，在一定区域内，只要有两家以上风电企业参与供暖项目，我们就必须参与。‘三北’地区本就是窝电重灾区，我们没法再给别家让路，被迫上马也得干。”
多家风电企业人士告诉记者，风电供暖项目最大的意义是替代了部分散烧燃煤小锅炉，具有一定的环境效益，但地区弃风限电问题未得到根本缓解。企业投资供热的动机只是把供热当“门票”，换取风电场发电收益少受损失，或是多上一个项目。
按照风电供暖项目的设计初衷，依靠电蓄热锅炉供热站的供热收入，加上指定风电场的发电量全额上网的收入，风电企业应能保持微利状态。
现实是否真正如此？据了解，一般兴建一个电蓄热锅炉热力站风电企业需要投入万元，此外，还需支出额外的热力站运维成本。
以吉林某热力站为例，风电供暖项目的建设用地由当地政府无偿划拨，项目使用的管网也是当地热力公司固有资产，电蓄热锅炉热力站由企业投资兴建。热力站运行之后，按照大工业用电电价购买生产用电，初步测算每吉焦热量购电成本在120元左右，政府协调之后以30元/吉焦左右的协议价格出售。
该企业最初与电网调度达成的协议是，适度参与调峰，保证该风电场的风电利用小时数比当地平均数高300小时。但由于未曾考虑到弃风严重、该省风电平均利用小时数下降的情况，实际运行中即便多发300小时，风场实际利用小时数仍低于最初的设计值。因此，项目盈利情况相当不乐观。
此外，热力站运营并不能如设想般全部采用低谷电量。该企业负责人告诉本报记者，统计下来，低谷用电量占总用电量80%左右，平段用电量与尖峰用电量占总用电量的20%。
吉林并非孤例。内蒙古一家风电企业负责人告诉本报记者，经转换测算，其热力站购买的电量价格约为0.46元/度，但每度电实际回收成本只有0.09元，而“风电站投资热力站的成本回收期至少为10年—20年”。
更为尴尬的是，风电供暖还面临利益协调的复杂格局。风电供暖利用低谷电价的运作模式，会影响到电网的收益，规模一旦上来，将极大降低电网的积极性。再者，供热公司也有其固有的利益格局。
据本报记者了解，蒙东某风电供暖项目已被紧急叫停。“如今，我们建设热力站前期已投入600余万元，但由于今年煤价太低，供热公司单方面终止合作，又烧起了煤炭。”该企业负责人一肚子苦水，“供热公司也是企业，他们也要追求利润最大化。现在我们双方都不提这件事了，因为在这种大环境下，继续推进项目只会损失更多。”
路在何方？
在多位业内人士看来，风电供暖项目能不能规模推广必须先考虑清楚三大问题：
首先，风电供暖是解决我国弃风限电的短期举措，还是需要长期坚持的政策？“如果‘十三五’期间弃风问题得到解决，那风电供热还要不要进行？兴建的这些热力站又如何处理？”
其次，风电供暖能否真正做到压减煤炭、提高地区清洁能源消纳比例？“能否真正做到弃风电量替代地区煤炭上网电量，而不是侵占其他风电场的上网小时数？”
再次，风电供暖本质是电力供暖，也是民生项目，但“风电现在都拿着国家补贴，可以说自己还是困难户。将风电与供暖项目捆绑，让风电企业牺牲经济利益去维持项目是否合适？”
“落实可再生能源发电保障性收购制度在电改9号文中一再被提及，首个配套文件《关于改善电力运行、调节促进清洁能源多发满发的指导意见》也已出台。此外，按照《可再生能源法》以及《节能发电调度办法》，风电本就不应出现与供暖打捆的现象。”一位行业权威人士告诉本报记者，“现在，风电企业都在退而求其次，希望配额制赶紧出台。”
法律执行不到位、政策难以落地，政府部门也是焦头烂额。
“风电供暖是主管部门在当前形势下为风电筹谋的一条出路，但这个政策在执行中确实出现了很多问题，违背了政府部门的初衷。”一家国字头风电企业总经理告诉本报记者，“从小处看，风电供暖政策是为解决地区弃风限电而生，目的是解决地区电力发展平衡问题；从深层次来看，其涉及的是国家总体电力规划问题。国家电力规划缺失，化石能源与可再生能源究竟如何协调发展？”
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩告诉记者，目前情况下，风电供暖并非不可行，如何协调好风电场、火电企业、电网公司、供热方的利益，是风电供暖能否取得成效的关键。“比如运用利益补偿机制为风电供暖开拓市场空间，通过替代发电、辅助服务等市场机制，实现不同类型电源的利益调节；同时还可鼓励通过市场化方式确定调峰承担方，鼓励清洁能源直接购买辅助服务等。”秦海岩说。
他同时表示，从长远看，建立有效的电力市场，才是解决目前各方争论的最终出路。“需要一个开放、现代、有利于资源优化配置的电力市场环境。”(肖蔷)
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阴影不散：光伏风电补贴缺口有多大？
磐石环境与能源研究所
&&更新日期:
为了满足可再生能源电力发展，并且弥补可再生能源补贴拖欠，从日起，可再生能源电价附加征收标准从之前的1.5分／千瓦时提高到1.9分／千瓦时。这次发改委从颁布通知到开始正式执行仅两天之隔，一定程度上反映了增加附加满足补贴的紧迫性。这与我们关于电价附加会在近期上调的预测吻合，但实际增加的幅度却远远低于我们的预估。下面这篇分析给出了详细解释。
中国支持以风电和太阳能发电为代表的可再生能源快速发展的主要补贴资金来自可再生能源发展基金，包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加（之后简称“电价附加”）。
从额度来看，补贴的绝大部分来自对符合条件的销售电量所征收电价附加。本文依据年销售电量和电价附加征收的条件来估算年电价附加的征收总额，即对可再生能源发电的直接补贴，与发改委公布的2010年1月－2011年4月可再生发电补贴进行对照，来看可再生能源发电的补贴需求与电价附加征收之间是否有缺口。然后根据中国2020年风电和太阳能发电的装机发展目标，来估算2020年中国需要征收多大规模的电价附加才能支持实现以风电和太阳能发电为代表的可再生能源电力发展的目标。
可再生能源电价补贴与电价附加征收至今应没有缺口
加速提升的电价附加征收标准反映出中国可再生能源发电的快速发展。根据电力企业联合会的数据，风电发电量从2009年的276亿千瓦时，增加到2014年的1598亿千瓦时，五年时间增长接近五倍。
为了满足迅速增加的可再生能源电价补贴的需求，电价附加征收的标准已历经三次调整，且调整的速度在加快。如表1所示，第一次上调距起初标准实施的时间有三年十个月，之后仅两年两个月就第二次上调，到第三次上调仅经过了一年九个月。
伴随中国电力消费的增长和电价附加征收率的三次上调，过去五年中国电力附加征收额也在快速增加。《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》（以下简称《暂行办法》）解释了征收电价附加的条件：除农业和西藏自治区电力消费之外的所有销售电量和企业自发自用的电量都在征收范围之内。依据《暂行办法》和电力工业统计基本数据【3】我们估算出了年全国电价附加征收总额，如图1所示。
征收的电价附加能否满足可再生能源电力补贴的需求呢？我们参照发改委发布的数据【4】来看。根据表2显示，电价附加的主要补贴对象是可再生能源发电项目，接网费用占比很小，约为4.2%。在可再生能源发电项目中占比最多的是风电，因为在2010年，太阳能发电项目还非常少。依据表3，2010年1月－2011年4月，上网风电发电量达到696.5亿千瓦时，补贴金额为157.8亿元，占到同期可再生能源发电项目补贴额198.4亿元的80%。
2012年以来，太阳能发电装机提速，与风电一起成为可再生能源发电的主力。生物质发电等其他可再生发电项目仍然是配角，我们这里不计入估算当中。我们可以用风电和太阳能发电量的增加来对比补贴的增幅，从而初步评价电价附加是否够用。
以2010年为比较年份。图1显示，2010年的电价附加征收额为154亿元。表2显示，折算后的2010年可再生能源发电项目补贴为157.2亿元。二者之间基本一致，可以说2010年可再生能源发电项目补贴基本没有缺口。
十二五期间，中国的可再生能源电力发展迅速。根据表4，风电和太阳能发电量从2010年的494亿千瓦时，增加到2014年的1833亿千瓦时，五年内增加了270%。根据表2所显示的补贴额，相应于发电量的增加，电价附加也应有相应幅度的增加，才能满足补贴的需要。
那么我们假设补贴也增加270%，即从图1所示的亿元的规模增加到2014年的570亿元。而根据图1，理论上2014年应征收电价附加722亿元。由此，我们可以初步认为，截至2014年中国的电价附加可以满足可再生能源电力补贴需要。
2020年电价附加是否够用？
十三五期间，风电和太阳能将继续快速地增长。按照目前电价附加征收的标准，满足对可再生能源发电项目的补贴存在巨大挑战。
我们假设2020年中国能够实现风电和太阳能发展目标，如表5所示，那么二者加起来的发电量可以达到6950亿千瓦时，比2014年的水平增加了280%。假设2020年的补贴额在亿元的水平上也增加280%，将达到2161亿元。
这样的估计是保守的，因为我们仅考虑了风电和太阳能发电的发展，而生物质发电等享受可再生能源电力补贴的项目未来也会逐渐增加，我们认为实际补贴量会明显超过2161亿元。那么届时电价附加的征收额能够满足这样的需求吗？
如图2所示，应征收附加电量从2009年的33444亿千瓦时增加到2014年的51349亿千瓦时，平均年增幅9%。我们假设年年均增幅降为6%，那么2020年的应征收附加电量为72840亿千瓦时。仍然依据0.015元／千瓦时的征收标准，2020年可以征收1093亿元。这与2161亿元的补贴需求差距巨大。
本文估算了年电价附加的征收总额，并以2010年为比较年份，将估算出的电价附加额与发改委公布的同期可再生能源发电补贴进行对照，我们发现截至2014年，可再生能源发电的补贴需求与电价附加征收之间没有缺口，征收的电价附加基本可以满足补贴需求。
但是，由于中国年风电和太阳能发电的装机将增长超过100%，发电量也随之大幅增加，如果不上调电价附加征收标准，那么到2020年，中国对风电和太阳能发电的补贴将出现巨大的缺口，根据我们的初步估算，这个缺口将超过1000亿元。
因此我们预计电价附加征收标准很可能在2016或者2017年再一次上调，而增幅很可能与2013年上调的水平接近。&
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可再生能源上网电量、补贴等问题待解
中国电力网
&&更新日期:
&&&&&&& &前不久，国家电力监管委员会发布了《电力监管年度报告（２０１０）》（以下简称《报告》）。《报告》公布了风电、光伏发电并网及全额收购情况，并指出了风电、光伏发电存在的主要问题。《新能源导刊》就《报告》中关于可再生能源部分采访了中国可再生能源学会副理事长孟宪淦、中国风能协会副理事长施鹏飞、著名能源经济学家、厦门大学能源经济研究中心主任林伯强。专家认为，此次《报告》公布可再生能源发电的监管情况是采用了上网电量作为衡量是一个重要进步；可再生能源发电补贴仍旧是新能源发展重要的推动力。专家提出，要解决上网难题，必须充分考虑电网企业的接入成本，而不能把问题扔给电网不管。
　　孟宪淦：补贴持续不超过十年 今后将重电量轻装机
　　首先，可再生能源的补贴是必要的。从《报告》可以看出，太阳能发电一共发了０．７２亿千瓦时，平均每千瓦时的价格大约在１．１７元。相比火电和水电的０．２元至０．３元的价格差距很大。１元以上的价格如果没有补助，市场难以接受。
　　所以在一段时间内一定要有补助。可再生能源法的核心就是要用政策来支持和推动价格相对较贵的可再生能源的发展。但这并非是永远的支持。补贴的最终目的是在保证项目存活的基础上，帮助可再生能源渡过最初难关，直到项目可以竞价上网为止。
　　这个过程进行得很快。５月５日，意大利政府刚通过一个法案，根据法案，２０１７年后政府不再对可再生能源进行补贴。我国目前的预测是希望目前价格最贵的光伏发电价格降至０．６元／千瓦时，实现用户侧的平价上网。
　　根据目前的发展速度，我认为可再生能源补贴政策最长不超过十年。光伏发电侧的平价上网预计在２０２０年能够实现。因为２０１６年至２０１７年，欧美基本要实现发电侧的平价上网。欧洲电价换算成人民币大约１．６元／千瓦时左右，而我国民用电价格在０．５元／千瓦时左右。但太阳能光伏组件的价格基本全球统一。因此我国做到平价上网难度更大一些。但随着技术进步，发电成本不断降低，我国在欧美实现平价上网后的两三年内也能很快实现平价上网。
　　《报告》给我们传递的另外一个信息就是根据公布的数据，我国&十一五&可再生能源发展的目标基本实现。风电表现最好，生物质能和光伏发电部分完成，主要差距在发电量方面。
　　&十一五&规划最初制定的风电发展目标是到２０１０年装机５００万千瓦，发电１０５亿千瓦时。而２０１０年我国风电装机容量达到了４１８２万千瓦，其中并网３１０７万千瓦，风电发电量也达４１８亿千瓦时。生物质发电规划目标５５０万千瓦，目前装机容量达到了，发电量目标是２１２亿千瓦时，实际２０１０年发电量为１１０亿千瓦时。光伏发电装机目标是３５万千瓦，发电量是４．２亿千瓦时。２０１０年装机已达到８０万千瓦，但发电量非常少，只有０．７２亿千瓦时。这说明光伏发电的上网问题还需要解决。
　　２０１０年各种可再生能源（不含水电）发电量总和为５２８．７亿千瓦时，占２０１０发电总量４．２万亿千瓦时的１．２５％左右，也就证明不包括水电在内的可再生能源发电量所占比例还是相对较小。
　　可以说&十一五&期间可再生能源有了很大进展。&十二五&期间，我国将关注重点从装机容量转向上网电量。比方说风力发电的目标，&十二五&提出的是并网发电９０００万千瓦，而不再强调装机容量为多少。
　　可再生能源的输出和消纳问题，最终还是并网容量与装机容量不协调。最近风电的几次脱网事故，均涉及电网的接纳问题以及风电场的运营管理问题。现在电网接纳、工程运营管理以及工程开发之间的统筹协调工作做得并不好。项目开发的时候并没有考虑电网的接纳能力、改造成本，以及并网后的运行管理问题。可以说可再生能源目前发展的最大问题不是技术问题，是运行管理机制问题。
　　从国际上看，以光伏为例，光伏项目９０％以上都是并网工程，在并网工程中，又有９０％是分布式能源系统，我国则两者兼有之。个人认为应该侧重于分布式能源系统，贯彻自发自用原则，这样既能够减轻电网负担，又避免了远距离的输送和大范围的消纳。
　　在国外，可再生能源项目的开发权掌握在电力公司手中，而非政府部门。若要开展项目，就需要先向电力公司提出申请，然后到银行贷款，最后找工程队施工。项目的拥有者就是一个投资者而已，投资后有收益才是项目建设的关键。
　　我国目前可再生能源发展的体制问题还没有捋顺。比方说金太阳工程是由财政部在管理。当然，财政部负责解决了金太阳工程的启动资金问题，如果没有财政部的支持，光伏发展还要更慢更曲折一些。但是规模和市场打开后就要考虑管理体制问题，这比完成项目更加重要。
　　林伯强：解决并网问题首先要解决电网企业经济推动力问题
　　可再生能源发电并网问题从经济的角度上来看，主要是电网企业并网的经济推动力问题。
　　目前的价格机制很少考虑电网公司作为企业在收购可再生能源电量时的动力问题。与民营企业追求利润最大化不同，国有企业的目标是规模最大化。正是因为如此，但凡有些许利润，国有企业便会因为规模扩张的动力而参与到项目中。如果能够扩大规模的事情国有企业都不去做，那说明有其他因素将企业扩大规模的动力压下去了。
　　关于补贴问题，对于我国风电发展来说，补贴是至关重要的。没有补贴在中国根本没有办法发展。即便是现在有补贴的情况下，也幸亏有国有企业在支撑，不然风电市场不可能达到现在的规模。因此，风电补贴在现阶段和以后很长一段时间内都是必须的，现在谈商业化还为时过早。
　　为什么很多人认为风电的成本已经足够低的可以考虑商业化，是因为他们只考虑了发电方面的成本，并没有考虑电网方面的成本。如果风电规模大到一定程度，电网成本有可能比风电场本身的建设成本还要高，这还没有包括风电运营成本。
　　如果按照市场规律运作，风电的价格就必须往上走。比照国外风电的价格，我国风电价格还处在比较低的水平。当然，按照相对比较低廉的风机价格来说，用标杆电价就能够抵消发电方面的成本。现在的关键在于电网企业没有动力，并网存在问题后，风电设备利用小时数也很难提高。很多风电场在做可研报告的时候，预测的设备利用小时数都在２５００小时至３０００小时，但并网后很有可能２０００小时都到不了。
　　风电资源比较分散，不像火电水电容易规划。随着风电规模的不断扩大，电网的成本也要不断增加，而且这种增加是非线性增长。所以电网接入就更加难一些。如果把这个问题扔给电网不管，并网问题解决起来就更难了。
　　还有就是风电设备，我个人认为应该关注已经安装的风电设备运行情况了。在这么短的时间内制造出那么多风机，以后很有可能会出现各种各样的问题，这也会增加成本。
　　最后并网难还存在着审批脱节问题。很多５万千瓦以下的风电项目都由地方政府批复，而国家电网的建设项目是在国家层面批复。目前地方批复的速度明显高于国家层面。由于风电对地方的经济拉动效益明显，很多时候地方政府批复风电项目并没有很好地考虑电网规划以及风电消纳的问题，这也在一定程度上造成了风电接入难。
　　所以，要想解决风电等可再生能源并网问题，首先要调动电网积极性。其次要注意审批衔接的问题，地方政府在审批的时候必须仔细考虑风电消纳和接网问题。
　　施鹏飞：弃风电量应低于５％
　　电监会公布的关于２０１０年上半年风电太阳能的调研报告中提到，２０１０年上半年有２７亿千瓦时风电电量没有被收购。我把这个称为弃风电量。而根据中电联公布的数据，２０１０年上半年风电上网电量为２７６亿千瓦时。这么看来，我国２０１０年上半年弃风电量大约占１０％。我非常希望能够了解这方面的数据，很可惜这次《报告》中并没有公布弃风电量。
　　并网容量并不能说明目前风电市场的发展情况，上网电量则是一个很重要的指标。弃风电量说明风电并网和消纳的情况，是有实际意义的重要数据。从２０１０年上半年的数据来看，１０％的弃风电量比例太高了。从市场健康发展的角度，弃风电量无论如何应该控制在５％以内比较合适。
　　还有几个小问题也希望能够从电监会了解。《报告》中没有提到２００９年１２月２６日公布，２０１０年４月１日开始执行的《可再生能源法（修正案）》。这个法律目前是否已经开始执行，执行情况如何？大家都非常关心全额保障性收购的执行情况。《报告》只有概述，具体执行情况如何？保障收购保障额度是多少？是否存在困难？《可再生能源法（修正案）》里还提到电网增加的成本应该在可再生能源基金中获得补贴，目前的补贴情况如何？
　　这些问题对于我国可再生能源目前市场发展有着非常重要的意义。
　　【调查】风电、光伏发电并网及全额收购情况
　　为全面掌握风电、光伏发电并网及全额收购情况，促进其协调、健康、可持续发展，根据《可再生能源法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（电监会２５号令），在全国范围内开展了风电、光伏发电并网接入情况的专项调查。
　　调查结果显示，截至２０１０年６月底，全国已建成并网风电及光伏发电装机容量为２２１３．６７万千瓦，占全国发电装机容量的２．４６％左右，其中，风电并网装机容量（ＳＥＲＣ５４电力监管年度报告（２０１０）国家电力监管委员会）为２２００．３７万千瓦。风电的投资主体相对集中，主要是中央企业和部分风能资源丰富的地方国有发电投资企业，光伏发电还处于试验、探索阶段，投资主体呈多元化发展态势。
　　电网企业总体上能够在确保电网安全稳定运行的前提下，优先调度风电、光伏等可再生能源发电，全额收购风电、光伏发电上网电量，并认真贯彻执行上网电价政策及电价附加调配政策，与风电、光伏发电企业及时足额结算电费，确保了发电企业的利益和资源的充分利用。风电、光伏发电的购售电合同和并网调度协议签订情况总体良好，基本上做到了并网有协议，交易有合同。
　　【观点】风电、光伏发电存在的主要问题
　　１、风电发展规划和投资立项的统筹性有待进一步加强。一是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。二是部分项目电源建设和电网建设的协调有待加强。由于风电项目前期工作流程相对简单，核准进度快，建设周期相对较短，而电网接入系统在项目审查、方案确定及工程建设方面相对复杂，致使接入系统工程与风电场建设难以同步完成。
　　２、风电、光伏发电的相关政策和激励机制有待进一步完善。一是光伏发电产业扶持政策尚需完善。国家层面上至今未出台光伏发电上网电价和项目建设的相关实施细则，制约了光伏发电产业的规模化发展。特别是对于作为未来光伏发电主要形式之一的接入配电网（用户侧）分布式光伏发电项目，目前还缺上网售电的政策支持，严重制约了小型光伏发电的投资积极性。二是国家对风电等可再生能源发电接入系统工程投资、运行维护等方面的相关规定尚未完善，部分接入系统工程补贴不足影响了电网企业投资建设的积极性。风电项目一般远离负荷中心，其配套接入系统建设工程量大、投资高、线路利用率低，接入系统工程补贴政策的标准难以满足部分项目电网投资和运行维护的需要，影响了电力企业建设的积极性。三是风电、光伏发电电费补贴不及时。风电、光伏发电电费补贴往往大大滞后于电量上网时间，导致发电企业不能及时获得相应的电价补贴，影响企业的经营效益，部分规模较小的发电企业甚至出现流动资金周转困难的现象。
　　３、风电、光伏发电并网接入和运行管理有待进一步规范和完善。一是风电接入系统缺乏明确的定义导致各方有不同的理解，进而容易导致接入系统建设过程中的分歧以及统计口径的不一致。二是风电、光伏发电并网接入和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。目前电场并网方面没有国家级标准，为解决风电机组低电压穿越、吸收无功以及安全稳定等突出问题，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》，要求风电场满足相关技术标准并进行技术改造后才能入网，此规定在一定程度上规范了风电接入工作，但该标准是企业标准，不是国家标准，容易引发网厂矛盾。
　　４、风电、光伏发电的规模发展对电网安全稳定运行的影响不断加大。风电、光伏发电具有间歇性、随机性的特点，风电还有反调峰特点，对系统潮流控制、辅助服务调用、短路电流控制、电能质量保证等都提出了新的挑战。目前，由于风功率预测系统不完善，基础数据缺乏，准确度不高，电网企业无法根据预测的风力功率制定日前计划，运行方式的安排上存在着很大的不确定性。&
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