十天“三问”风电凸显政策调整意图
2009-08-04 11:32:29
7月30日，国家电网召开会议研究风电并网的有关问题，并发布相关的技术规定修订版。这是继24日发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》后，风电产业迎来的又一大利好。上网电价和并网问题是一直以来困扰我国风电产业的两大核心问题。10天之内国家“三问”风电凸显政策调整意图……
发展倍超预期凸现风险性
我国拥有丰富的陆地和海上风电资源，可开发总量预计为14亿千瓦时左右，但开发率却仅仅只有1%左右。正因风电有巨大的潜在开发价值，且具有无污染、取之不竭等天然优势，加之，受到国家鼓励清洁能源开发政策，特别是去年下半年国家出台的四万亿元刺激经济政策的推动，国内风电的发展速度近乎“大跃进”。
据统计，今年上半年我国风力发电达126亿千瓦时，已成为亚洲第一风能利用大国。今年前5月，在我国发电设备完成量总体下降的情况下，风力发电机完成生产134万千瓦，呈正增长态势，并远快于国际风电发展速度。
投资项目接踵而至。世界上首台兆瓦级垂直轴风力发电机已于7月15日在深圳正式下线；华能新能源公司就计划投资15亿元开发巍山风电；亚行将向位于我国内蒙古的大唐中日（赤峰）新能源有限公司提供1.64亿元人民币的长期本币贷款，建设风力发电场。
风电项目的大量投入导致我国风电装机容量迅猛扩增，原有的《可再生能源发展“十一五”规划》中，风电装机容量目标为，到2010年达到500万千瓦以上，而事实上，到2008年末就已超过1000万千瓦。统计显示，截至2008年12月31日，中国大陆累计建成239个风电场，总装机达到1217万千瓦，另有1230万千瓦项目批复在建。日前，国家电网公司旗下的中国电力科学研究院和国网北京技术经济研究院的日前联合完成的风能发展报告预计，2009年底，我国风电装机将超过2000万千瓦，风电发展速度远远超出此前预期。
对于，风电的后期发展，仍值得期待。为适应新能源的快速发展形势，有关部门近期酝酿出台新能源产业振兴规划，明确到2020年，风电装机容量将达到1.5亿千瓦，这意味着从2009年到2020年12年间，全国风电装机将净增1.38亿千瓦，年均新增装机约1200万千瓦。 但繁荣的发展局面之下，也有隐忧。目前，我国的风电在开发规划、项目建设、技术水平以及电网接入等诸方面存在问题。
启动调研为政策调整把关
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，为政策调整提供依据。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，7月21日，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》）。
据了解，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。
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。截至2008年底，上述七省（区）的风电装机容量为705.5万千瓦，占全国风电总装机的78.9%；风电发电量92.82亿千瓦时，占全国风电发电量的72.5%。
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。
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。
电监会调研组在报告中披露，受风能资源评估偏差、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，甚至亏损。此外，国家特许权项目中标电价相对较低，也是造成部分风电场经营困难的重要因素。
据业内人士介绍，风电场的盈利情况，主要取决于电价、风机的等效满负荷运行小时数、发电量的上网情况三大因素。在实际运行中，由于各种原因，这三大因素通常都会与可研报告中的预计情况有所偏差。其中最为突出的两个问题，一是风机运营小时数低于预期，电监会调研组报告中列举的7个典型风电场中，风机等效满负荷运行小时数比设计等效满负荷运行小时数低200-700小时/年；二是由于电网建设滞后，风电送出受到制约，风电企业因电网限电而丢失电量。
据了解，我国风电发展中出现的并网、调度、经营困难等情况，已经引起了国务院领导的重视。按照国务院高层的批示，电监会8、9月份还将进行更深入的风电发展调研，并在随后提出相应的政策建议。
另外，目前国家的消息面也显露出“促行业整合”意图。7月25日，中国国务院总理温家宝在吉林考察了当地风电设备制造企业，温总理强调,风电发展规模要合理，要防止发电设备产能过剩，保证风电制造业的可持续。
温总理的这一强调的背景是我国风电制造业的现状。“十一五”以来，我国风电设备制造业由于“门槛低、回报快”进入了高速发展的时期，由2004年的4家迅速上升到2009年的70多家。预计今后十年间，我国风电场建设速度可能仅维持在年装机1000万~1500万千瓦之间，显然，风电产业已进入全面竞争阶段，随着风机的大型化，对载荷和控制的要求提高，研发和制造的难度都将急剧上升，缺乏资本实力和技术实力的企业将面临巨大的挑战。而在电监会关于《我国风电发展情况调研报告》中，已经建议采取措施进一步制定和完善风电技术标准、建立健全风电产品检测认证体系。
树标杆电价破解成本问题
7月24日，国家发改委在“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》。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。
《通知》的出台，意味着以前“招标+核准”的模式将退出历史舞台，取而代之的，是一个简单明确的风电定价政策。
《通知》的出台使利益分配更趋合理化。《通知》中规定，风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整。由于地方项目高出电价由全国均摊，因此小于5万千瓦由省一级发展改革委核准的风电项目，价格往往较国家特许权项目更高，由此造成价格不均与分摊不公的问题。通过制定统一固定电价，各地区风电电价较火电标杆电价高出部分相差将不会太大，有利于补偿费用的公平合理。除此之外，《通知》中还规定，海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。
分析认为，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；而且，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。
而中国电工技术学会会长周鹤良则表示了不同的看法，他认为，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。企业的盈利取决了多个方面，风力发电上网电价新政策对企业盈利的影响仍有待市场的检验。
召开研讨会求解并网难题
7月30日，国家电网召开会议研究风电并网的有关问题，五大发电集团及行业主管单位国家能源局相关官员悉数到场。风电的快速发展使其各种问题逐步凸显出来，而在诸多问题中，并网滞后是各方利益博弈最突出的焦点。
目前，由于并网等问题，造成我国巨大的资源浪费。据中国电监会不完全统计，全国各主要风力发电企业2008年因电网限电而丢失的电量约为2.95亿千瓦时（1千瓦时=1度），2009年1月至5月份丢失的电量约为5.61亿千瓦时。业内人士表示，如不采取措施，2009年预计将丢失电量13亿千瓦时。该数字约为去年全国发电总量34300亿千瓦时的0.04%。
受电网瓶颈影响，风电厂发电不能送出或送出受限，是导致风电难上网和丢失的重要原因。在风电上网电价的平均水平仍然偏低、大部分风电企业处于保本或微利状态下，停机对其效益影响极大。电监会的七省区风电调研报告也指出，国内风电场普遍经营困难或者亏损，其中，并网问题是主要原因之一。曾有学者表示，下一段风电产业大规模扩张很大程度取决于电网，而不是光取决于制造成本。
在此次会议上，国家电网副总经理舒应彪表示，国内风电存在的缺乏规划、无序开发、相关政策不完善等问题，是导致并网困难的主要因素。除此之外，“无条件全额收购”政策也影响着电网的调度安全。
当前风电资源无序开发问题十分突出。在大规模风电项目上马的背后，是一个逐级膨胀的规划，使得我国风电发展速度远远超出预期。据了解，各地方政府在组织编制大型风电场或风电基地的开发规划时，主要依照当地风能资源情况确定风电的规划规模和建设时序，而没有研究风电消纳市场，风电场规划和电网规划脱节，也与其它电源规划脱节，导致风电与电网及其它电源的发展不协调。更为离奇的是，有些企业和地方政府配合，将风场分拆成若干个规模小于5万千瓦的小风场，以逃避国家发改委的审批。据悉，风电拆批现象比较普遍，蒙东地区当地政府就将一片40万千瓦的风电场，拆分成8个4.95万千瓦的风电场核准给同一家公司开发。由于风电缺乏统一规划，电网规划也就无法与其实现有效衔接。
欧美国家风电场规模较小，以分散方式接入配电网为主，就地消纳。但是，我国规划在内蒙、甘肃、河北、吉林、新疆、江苏沿海省区建设七个千万千瓦级风电基地，95%以上风能资源在“三北”地区和东部沿海，而三分之二需求集中在东中部地区，风电无法就地消纳，需要依托高电压等级、大规模远距离输送，由此带来系统调峰调频、电网适应性、电压控制、安全稳定性等问题。舒应彪指出，已建成的风电机组中，有大量未经检测认证、不符合技术规定的机组并网运行，给电力系统的安全运行带来了隐患。这些都需要国家能制定相应的风电发电技术标准，以保障并网风机的可靠性。
为何各电力集团热衷于风电项目，其中一个重要原因是国家要求电网企业无条件全额收购风力发电量，这使得各发电集团不用担心发电卖不出去的问题。可再生能源发电全额收购的政策，在风电发展起步阶段，风电规模较小，对系统安全稳定和调峰影响不大，该项政策对促进风电发展起到了积极作用。但目前，东北、华北、华东等电网电源结构单一，调峰手段有限，风电大规模发展进一步加重了系统调峰困难。长远来看，对风电业的健康发展有害。目前，国外很多国家都实行有条件全额收购政策。尽管，国家能源局局长张国宝近期在内部会议上也提到，发电企业不能过分要求电网企业无条件收购，要配合电网的安全运行。但能源局对于无条件全额收购转为有条件全额收购问题目前仍在研究。
30日，国家电网发布了《国家电网公司风电场接入电网技术规定（修订版）》和《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（修订版）》。另外舒印彪也表示，今后也将加强新能源项目前期指导工作，确保新能源发电及时上网。
这是继7月24日国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》之后，国内风电产业迎来的又一大利好。上网电价和并网问题是一直以来困扰我国风电产业的两大核心问题。固定上网电价的出台有利于规范市场和价格机制，杜绝了低电价的恶性竞争，将有利于吸引更多的投资商。而此次《国家电网公司风电场接入电网技术规定(修订版)》的发布，虽然并不能彻底解决风电并网问题，但至少说明电网企业将积极行动，配合国家大力发展新能源产业的方针政策，逐步解决风力发电、太阳能发电等产业的并网难题，而这也将使国内风电产业发展大大提速。
虽然国家大力发展风电新能源的大方向没有改变，但是10天之内“三问”风电，凸显国家政策调整意图。我国风电发展将走向更规范化。
发展倍超预期凸现风险性
我国拥有丰富的陆地和海上风电资源，可开发总量预计为14亿千瓦时左右，但开发率却仅仅只有1%左右。正因风电有巨大的潜在开发价值，且具有无污染、取之不竭等天然优势，加之，受到国家鼓励清洁能源开发政策，特别是去年下半年国家出台的四万亿元刺激经济政策的推动，国内风电的发展速度近乎“大跃进”。
据统计，今年上半年我国风力发电达126亿千瓦时，已成为亚洲第一风能利用大国。今年前5月，在我国发电设备完成量总体下降的情况下，风力发电机完成生产134万千瓦，呈正增长态势，并远快于国际风电发展速度。
投资项目接踵而至。世界上首台兆瓦级垂直轴风力发电机已于7月15日在深圳正式下线；华能新能源公司就计划投资15亿元开发巍山风电；亚行将向位于我国内蒙古的大唐中日（赤峰）新能源有限公司提供1.64亿元人民币的长期本币贷款，建设风力发电场。
风电项目的大量投入导致我国风电装机容量迅猛扩增，原有的《可再生能源发展“十一五”规划》中，风电装机容量目标为，到2010年达到500万千瓦以上，而事实上，到2008年末就已超过1000万千瓦。统计显示，截至2008年12月31日，中国大陆累计建成239个风电场，总装机达到1217万千瓦，另有1230万千瓦项目批复在建。日前，国家电网公司旗下的中国电力科学研究院和国网北京技术经济研究院的日前联合完成的风能发展报告预计，2009年底，我国风电装机将超过2000万千瓦，风电发展速度远远超出此前预期。
对于，风电的后期发展，仍值得期待。为适应新能源的快速发展形势，有关部门近期酝酿出台新能源产业振兴规划，明确到2020年，风电装机容量将达到1.5亿千瓦，这意味着从2009年到2020年12年间，全国风电装机将净增1.38亿千瓦，年均新增装机约1200万千瓦。 但繁荣的发展局面之下，也有隐忧。目前，我国的风电在开发规划、项目建设、技术水平以及电网接入等诸方面存在问题。
启动调研为政策调整把关
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，为政策调整提供依据。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，7月21日，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》）。
据了解，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。
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。截至2008年底，上述七省（区）的风电装机容量为705.5万千瓦，占全国风电总装机的78.9%；风电发电量92.82亿千瓦时，占全国风电发电量的72.5%。
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。
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。
电监会调研组在报告中披露，受风能资源评估偏差、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，甚至亏损。此外，国家特许权项目中标电价相对较低，也是造成部分风电场经营困难的重要因素。
据业内人士介绍，风电场的盈利情况，主要取决于电价、风机的等效满负荷运行小时数、发电量的上网情况三大因素。在实际运行中，由于各种原因，这三大因素通常都会与可研报告中的预计情况有所偏差。其中最为突出的两个问题，一是风机运营小时数低于预期，电监会调研组报告中列举的7个典型风电场中，风机等效满负荷运行小时数比设计等效满负荷运行小时数低200-700小时/年；二是由于电网建设滞后，风电送出受到制约，风电企业因电网限电而丢失电量。
据了解，我国风电发展中出现的并网、调度、经营困难等情况，已经引起了国务院领导的重视。按照国务院高层的批示，电监会8、9月份还将进行更深入的风电发展调研，并在随后提出相应的政策建议。
另外，目前国家的消息面也显露出“促行业整合”意图。7月25日，中国国务院总理温家宝在吉林考察了当地风电设备制造企业，温总理强调,风电发展规模要合理，要防止发电设备产能过剩，保证风电制造业的可持续。
温总理的这一强调的背景是我国风电制造业的现状。“十一五”以来，我国风电设备制造业由于“门槛低、回报快”进入了高速发展的时期，由2004年的4家迅速上升到2009年的70多家。预计今后十年间，我国风电场建设速度可能仅维持在年装机1000万~1500万千瓦之间，显然，风电产业已进入全面竞争阶段，随着风机的大型化，对载荷和控制的要求提高，研发和制造的难度都将急剧上升，缺乏资本实力和技术实力的企业将面临巨大的挑战。而在电监会关于《我国风电发展情况调研报告》中，已经建议采取措施进一步制定和完善风电技术标准、建立健全风电产品检测认证体系。
树标杆电价破解成本问题
7月24日，国家发改委在“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》。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。
《通知》的出台，意味着以前“招标+核准”的模式将退出历史舞台，取而代之的，是一个简单明确的风电定价政策。
《通知》的出台使利益分配更趋合理化。《通知》中规定，风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整。由于地方项目高出电价由全国均摊，因此小于5万千瓦由省一级发展改革委核准的风电项目，价格往往较国家特许权项目更高，由此造成价格不均与分摊不公的问题。通过制定统一固定电价，各地区风电电价较火电标杆电价高出部分相差将不会太大，有利于补偿费用的公平合理。除此之外，《通知》中还规定，海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。
分析认为，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；而且，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。
而中国电工技术学会会长周鹤良则表示了不同的看法，他认为，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。企业的盈利取决了多个方面，风力发电上网电价新政策对企业盈利的影响仍有待市场的检验。
召开研讨会求解并网难题
7月30日，国家电网召开会议研究风电并网的有关问题，五大发电集团及行业主管单位国家能源局相关官员悉数到场。风电的快速发展使其各种问题逐步凸显出来，而在诸多问题中，并网滞后是各方利益博弈最突出的焦点。
目前，由于并网等问题，造成我国巨大的资源浪费。据中国电监会不完全统计，全国各主要风力发电企业2008年因电网限电而丢失的电量约为2.95亿千瓦时（1千瓦时=1度），2009年1月至5月份丢失的电量约为5.61亿千瓦时。业内人士表示，如不采取措施，2009年预计将丢失电量13亿千瓦时。该数字约为去年全国发电总量34300亿千瓦时的0.04%。
受电网瓶颈影响，风电厂发电不能送出或送出受限，是导致风电难上网和丢失的重要原因。在风电上网电价的平均水平仍然偏低、大部分风电企业处于保本或微利状态下，停机对其效益影响极大。电监会的七省区风电调研报告也指出，国内风电场普遍经营困难或者亏损，其中，并网问题是主要原因之一。曾有学者表示，下一段风电产业大规模扩张很大程度取决于电网，而不是光取决于制造成本。
在此次会议上，国家电网副总经理舒应彪表示，国内风电存在的缺乏规划、无序开发、相关政策不完善等问题，是导致并网困难的主要因素。除此之外，“无条件全额收购”政策也影响着电网的调度安全。
当前风电资源无序开发问题十分突出。在大规模风电项目上马的背后，是一个逐级膨胀的规划，使得我国风电发展速度远远超出预期。据了解，各地方政府在组织编制大型风电场或风电基地的开发规划时，主要依照当地风能资源情况确定风电的规划规模和建设时序，而没有研究风电消纳市场，风电场规划和电网规划脱节，也与其它电源规划脱节，导致风电与电网及其它电源的发展不协调。更为离奇的是，有些企业和地方政府配合，将风场分拆成若干个规模小于5万千瓦的小风场，以逃避国家发改委的审批。据悉，风电拆批现象比较普遍，蒙东地区当地政府就将一片40万千瓦的风电场，拆分成8个4.95万千瓦的风电场核准给同一家公司开发。由于风电缺乏统一规划，电网规划也就无法与其实现有效衔接。
欧美国家风电场规模较小，以分散方式接入配电网为主，就地消纳。但是，我国规划在内蒙、甘肃、河北、吉林、新疆、江苏沿海省区建设七个千万千瓦级风电基地，95%以上风能资源在“三北”地区和东部沿海，而三分之二需求集中在东中部地区，风电无法就地消纳，需要依托高电压等级、大规模远距离输送，由此带来系统调峰调频、电网适应性、电压控制、安全稳定性等问题。舒应彪指出，已建成的风电机组中，有大量未经检测认证、不符合技术规定的机组并网运行，给电力系统的安全运行带来了隐患。这些都需要国家能制定相应的风电发电技术标准，以保障并网风机的可靠性。
为何各电力集团热衷于风电项目，其中一个重要原因是国家要求电网企业无条件全额收购风力发电量，这使得各发电集团不用担心发电卖不出去的问题。可再生能源发电全额收购的政策，在风电发展起步阶段，风电规模较小，对系统安全稳定和调峰影响不大，该项政策对促进风电发展起到了积极作用。但目前，东北、华北、华东等电网电源结构单一，调峰手段有限，风电大规模发展进一步加重了系统调峰困难。长远来看，对风电业的健康发展有害。目前，国外很多国家都实行有条件全额收购政策。尽管，国家能源局局长张国宝近期在内部会议上也提到，发电企业不能过分要求电网企业无条件收购，要配合电网的安全运行。但能源局对于无条件全额收购转为有条件全额收购问题目前仍在研究。
30日，国家电网发布了《国家电网公司风电场接入电网技术规定（修订版）》和《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（修订版）》。另外舒印彪也表示，今后也将加强新能源项目前期指导工作，确保新能源发电及时上网。
这是继7月24日国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》之后，国内风电产业迎来的又一大利好。上网电价和并网问题是一直以来困扰我国风电产业的两大核心问题。固定上网电价的出台有利于规范市场和价格机制，杜绝了低电价的恶性竞争，将有利于吸引更多的投资商。而此次《国家电网公司风电场接入电网技术规定(修订版)》的发布，虽然并不能彻底解决风电并网问题，但至少说明电网企业将积极行动，配合国家大力发展新能源产业的方针政策，逐步解决风力发电、太阳能发电等产业的并网难题，而这也将使国内风电产业发展大大提速。
虽然国家大力发展风电新能源的大方向没有改变，但是10天之内“三问”风电，凸显国家政策调整意图。我国风电发展将走向更规范化。
