國家電監會14日首次發布新能源情況監管報告。《風電、光伏發電情況監管報告》顯示，去年上半年，我國風電發了電但無法被人們所用的“棄風”達27.76億度，全國有近三分之一的風機處于空轉狀態。也就是說，由于缺乏具體的風電送出和風電消納方案，大規模風電送出消納的矛盾日益突出。
    作為風電大省的江蘇，這種矛盾是否存在？
    江蘇省可再生能源協會許瑞林告訴記者，至2010年10月底，全省已投入運行的陸上風電總裝機容量約140萬千瓦，電量接入正常，其中完整運行一年的風電場發電一般都超過2000小時。江蘇目前正在致力打造“海上三峽”，到2020年，我省海上風電將形成1000萬千瓦以上的裝機容量。
    在千萬千瓦規模下，要實現風電的物盡其用，還面臨諸多困難。
   “除了風電并網技術上的瓶頸，更有機制上的問題。”許瑞林說。在并網技術上，我省已未雨綢繆。江蘇沿海風電將采取因地制宜的原則，近期就近分散接入，遠期相對集中，與電網規劃的分區分片格局合理匹配。如風電規模不太大時，就近分散接入多個公共接入點，減少對單個變電所的電壓、電能質量的影響。但風電項目電源建設和電網建設的協調有待加強。由于風電項目前期工作流程相對簡單，核準進度快，建設周期相對較短，而電網接入系統在項目審查、方案確定及工程建設方面相對復雜，致使接入系統工程與風電場建設在一些地方難以同步完成，造成了風機空轉的現象。
    專家指出，應加強成本核算，改進價格機制。拿成本核算來說，很多人以為既然風電是可再生的，風電發電必然是廉價的。實際上建造一處20萬千瓦的灘涂風電發電場需要投資20多億元，平均每千瓦1萬元左右，用于購置風電機組和各種設備的費用約占85%。風電是新興產業，許多基礎工作處于初創階段，無論造預算或做標書，都需要風電場實際成本資料作參考，而由于市場競爭，企業之間不會交流。因此，成本核算往往不科學。
    就目前來看，海上風電定價機制還亟待完善。海上風電的電價是一個關鍵性參數，直接影響到海上風電的發展。記者了解到，目前風電的上網價格實行政府指導價，由國家按照招標形成的價格確定。從全國來看，競爭性投標促進了電價大幅下降，激活風電投資來源多元化。但帶來的問題是，中標電價偏低。在我省實施的情況是，投標企業報低電價的屢屢中標，曾出現0.436元/千瓦時的低價，建成并網后則虧損數千萬元。
    目前，江蘇省已在全國率先啟動大豐、濱海、射陽、東臺四個合計100萬千瓦海上風電特許權項目招標，其余7個海上示范項目也在穩步推進。最近江蘇省的這4個海上風電項目的特許權招標，潮間帶風電中標價是0.6235-0.6396元/千瓦時,近海風電中標價是0.7047-0.7370元/千瓦時。對此，專家認為,價格偏低，已接近江蘇陸上風電報價，而海上風電的設備和運行成本實際上遠高于陸上風電。
    有關人士指出，企業為了奪標和搶得產業先機而不計成本地投出低電價，然后以企業其它項目的盈余來彌補虧損的做法，風電實際成本不能得到真實的反映。海上風電需要確定合理的電價，風電企業只有得到合理的投資回報，才能夠保障其發展，也才能夠實現風電產業的持續發展