中国储能网讯：“十二五”规划为可再生能源发展描绘出一幅蓝图。到2015年，可再生能源年利用量达到4.78亿吨标准煤。

    其中，水电装机容量2.6亿千瓦（不含抽水蓄能），累计并网运行风电1亿千瓦，太阳能发电2100万千瓦。到2015年可再生能源发电量达到总发电量的20%以上。

    在既往的发展历程中，水电、风电领先同类能源。截至6月底，全国水电装机20231万千瓦，同比增长6.4%，风电装机5258万千瓦，同比增长41.8%。

    相对而言，水电技术和产业发展已相当成熟，按照国家计划执行即可。但风电、太阳能除了亟待破解技术难题外，制度漏洞也到了封堵的时候了。

    以风电为例，我国用5年半时间走过了美国、欧洲15年的风电发展历程，风电装机从200万千瓦发展到5000万千瓦以上。与此同时，风电并网消纳难的矛盾愈加突出。

    从制度层面分析，风电困境反映出当前新能源与火电之间利益补偿机制缺失、地区之间利益分割、可再生能源配额制度缺位、风电产业规划与审批存在漏洞。

    风电本身具有随机性、波动性和间歇性特点，并网需要配套建设大量备用容量和调峰电源。在抽水蓄能、燃气电站等调峰电源不足的情况下，只能压减火电负荷保证风电上网。

    但问题又来了，当火电机组得到调度指令减少负荷保风电时，火电的利益损失如何补偿？很显然，要提高常规电源参与调峰的积极性需要建立利益补偿机制。最为直接的方式是，风电与火电利益共享，实现风火联合外送。

    我国风电出力时空分布不均衡，不同地区风电场同时来风的概率较小，这样一种特性决定了在更大范围消纳风电，风能资源的利用会更好。因而，风电的消纳需要在多个省份之间跨区域消纳。

    但问题在于，跨省区电力外送面临区域之间利益协调和分成问题。当电力市场宽松时，电力受端方均希望优先配置本地电源，保证当地电厂发电和消纳。因行政分割带来的问题有很多，新能源产业注定难以独善其身。

    再来说可再生能源配额制，它是一个舶来品。借鉴国外经验，其基本思路是：国家对发电企业、电网企业、地方政府三大主体提出可再生能源电力配额要求。即，强制要求发电企业承担可再生能源发电义务，强制要求电网公司承担购电义务，强制要求电力消费者使用可再生能源发电义务。

    这一思路，其实与《可再生能源法》中清洁能源发电全额保障性收购制度类似。后者虽然在法律层面有规定，但始终没有可行方案。配额制有利于清洁能源发展，但说到底仍是行政调控。因而，在制度设计过程中需要考虑市场竞争。诸如，允许配额指标交易流转，在不同配额主体间配置资源。

    最后，有必要对风电发展思路重新审视。我国风能资源主要集中在内蒙、新疆、甘肃、冀北等地区，也是我国千万千瓦级风电基地所在地。在丰富的资源面前，地方政府按捺不住政绩冲动，招商引资、卖地卖风，一座座风场短期内拨地而起。

    与此同时，电网规划难以与之匹配。因电网和电源项目之间的不协调，风电厂商只得坐看大风起兮，风电机组不得不停机待命。

    这样的问题说到底，也是一种制度缺位。一方面千瓦级风电规划有大跃进之倾向，另一方面行业发展审批制度有漏洞，以至于4.95万千瓦风场矗立山头。

    因并网消纳难，风电商效益下降，风电投资也显著下降。1~7月，风电完成投资216亿元，同比下降36.2%。市场的调节效果开始显现。与此同时，监管部门应借机整顿，完善市场准入制度，完善行业发展规划。