最近，一條有關青海清潔能源利用的消息刷爆了能源圈：6月17 日0 時至6月23日24時，青海連續168個小時使用風電、光伏等清潔能源為全省供電。無獨有偶，今年早些時候，蒙西電網的風電運行數據也創下歷史新高。4 月16 日，風電單日發電量達到1.9412億千瓦時，占當日全網發電量的33.45% ;風電最大出力達到1038.2萬千瓦，占全網實時出力的42.02%。

這兩條新聞在令全體風電人為之振奮的同時，也有力駁斥了少數人對風電的誤解。時至今日，雖然風電在眾多國家實現規模化開發，但仍有一部分人對其存在誤解。質疑較多集中在，風電出力存在波動性，大規模并網會對電網安全造成沖擊。此外，電網的接納能力、風電的并網成本等也時常成為爭議的焦點。

實際上，導致誤解的根本原因是，對風電以及電力系統運行特性缺乏深入的理解。一個顯而易見的事實是，早在風電技術出現前，電力系統的設計就可以應對負荷的顯著變化，它完全能夠通過在處理負荷變化中積累的經驗來對風電的波動性加以控制。風功率預測等新技術的發展也有助于風電并網，其預測的準確性已經達到80%—90% 的水平。美國國家可再生能源實驗室(NREL)等權威機構的研究還顯示，總體上，并網的風電機組越多，風電在電網中的波動就會越小。在這種情況下，風電需要的調峰輔助服務比想象中的要少很多，這一點可以從德國等國的市場發展中得到驗證。2008 年—2013 年，德國的波動性可再生能源發電份額從7% 上升到13%，而同期電網向上的調頻、調峰資源需求卻下降了20%，向下的資源大體保持穩定。并且伴隨著風功率預測水平的提升、電網調度的進一步精細化、共享的網際備用，風電波動性帶來的調峰需求還會進一步下降。此外，分析我國幾個棄風重災區可以看出，這些地區的煤電機組利用小時數仍高達3500 小時—4000 小時，甚至更高，現有電力系統調峰和接納風電的技術潛力(調峰深度達到20% 以內，利用小時數為1500 小時—2000 小時)都遠遠沒有被挖掘出來。對于風電并網成本的問題，一般而言，風電占比達到20%時，因風電所增加的平衡成本也僅約為風電整體銷售價的10% 或更低，而且風電在較大消納區域內的并網運行成本要低于較小區域。

青海、蒙西以及歐洲的情況表明，目前我國風電并網的問題，主要涉及的是體制上的制約和利益上的沖突，而不是風電或電網的技術瓶頸。其根源是，在電力裝機過剩，供大于求的大背景下，先調度誰、先使用誰的問題。雖然《可再生能源法》規定可再生能源擁有優先上網權，但在現有電力體制下，火電因為每年有政府下達的計劃電量，形成事實上的優先發電權，擠占了可再生能源的發展空間。因此，要解決風電并網難題，必須認清問題的本質，從觀念和機制上尋求轉變。通過加快電力體制改革，建立起現貨市場，運用市場化手段，使風電可以利用邊際成本接近零的優勢實現優先上網。

當下，許多國家的風電等可再生能源電力在全國總電量中占有很高的比例，比如丹麥的風電已經為全國供應超過42% 的電力，西班牙的可再生能源發電量占比為40.8%，德國也達到了33%。歐洲還在不斷加大政策支持力度，從而繼續加強在全球可再生能源領域的話語權。而風電在我國電源結構中的占比僅有4%。任重道遠，我們有什么理由裹足不前?