6 月的内蒙古，绿草茵茵，生机盎然。6 月17 日至21 日，张平副委员长带队、全国人大环资委副主任委员王庆喜任组长的全国人大常委会可再生能源法执法检查组来到内蒙古自治区，进行了为期一周的执法检查。

执法检查组在呼和浩特听取了自治区相关情况汇报，先后深入到呼和浩特市、乌兰察布市、包头市，实地考察了风电、光伏发电项目，就可再生能源项目建设开发情况进行检查。并在包头市与可再生能源制造企业、用户进行座谈，了解可再生能源产业发展状况，分析可再生能源发展面临的困难和问题，征询完善相关法律和政策的意见和建议。

内蒙古可再生能源丰富，开发潜力巨大，在国家能源格局中占有重要位置。作为中国可再生能源基础最好的省份，近年来，内蒙古可再生能源产业迅速发展，特别是风电产业走在了全国前列，为保护生态环境、促进可再生能源发展、保障国家能源安全和转变经济发展方式作出了重要贡献，取得了宝贵经验。

检查组高度肯定近年来内蒙古贯彻实施可再生能源法所做的工作及取得的成绩，并针对执法检查反映出的弃风弃光、电网建设相对滞后、电价补贴到位不及时、装备制造业产能过剩等问题提出建议。

张平副委员长强调，应当从宏观和微观两个层面提高认识、着手解决，推动法律法规贯彻落实，促进可再生能源持续健康发展。在宏观层面，要尽快明确可再生能源发展的战略定位，全面落实可再生能源法的各项要求，完善支持可再生能源发展的政策措施，深化体制

机制改革。在微观层面，要切实落实可再生能源产业鼓励和保障政策要求，保证补贴及时足额发放 ；积极扩大可再生能源资源配置范围，加强电网建设规划，推动可再生能源输送通道建设，提高电网对可再生能源电力的消纳能力；加强科学规划，支持资源优势地区可再生能源产业做大做强。

“一路顺风”来之不易

6月18日，执法检查组来到位于内蒙古自治区乌兰察布市察右中旗的京能集团辉腾锡勒风电场。放眼望去，辉腾锡勒草原上几百台风电机组在蓝天白云间迎风转动的场景令人震撼。

6月20日，张平副委员长( 前左三) 率执法检查组到内蒙古包头市华锐风电科技公司主机装备测试车间了解情况。摄影/ 王萍

“北京京能新能源有限公司在辉腾锡勒风电场共开发建设风电项目23.05万千瓦，占地面积约60 平方公里。现在这个项目并网发电年发电量达5 亿度。同时，北京京能新能源蒙西公司自第一座风电场投产到今年的6 月中旬，已累计发电79.5 亿千瓦时，节约标煤约265

万吨，减少二氧化碳排放约695 万吨。”风电场负责人一边仰望着风机，一边告诉检查组成员。

京能风电场让检查组直观感受到了内蒙古可再生能源发展的良好势头与规模。而这只是资源富集的内蒙古积极推动可再生能源产业发展的一个缩影。数据显示，截至今年5 月底，内蒙古并网运行的风电场共187 座，风电累计并网1717 万千瓦，占电力总装机的25.4%（不含点对网），居全国首位 ；太阳能发电累计投运34.7 万千瓦，其中并网31.7 万千瓦，分布式自发自用3万千瓦。

“内蒙古可再生能源产业的快步发展首先得益于国家法律、政策的大力支持。”内蒙古自治区常务副主席潘逸阳告诉记者，2005 年通过的可再生能源法，通过将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，安排资金支持相关科技研究和产业化发展，鼓励和支持可再生能源并网发电等，为我国可再生能源产业的发展奠定了坚实基础。再如，2009 年，国家发改委颁布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国分为四类风能资源区，相应地制定风电标杆上网电价，有利于推动更多元化的投资主体介入风电运营。

潘逸阳表示，内蒙古明确提出要把内蒙古建设成为保障首都、服务华北、面向全国的清洁能源输出基地，内蒙古各级党委和政府都将可再生能源发展放在了重要的战略位置，认真贯彻实施可再生能源法，制定了一系列支持可再生能源发展的配套政策，以有序推进可再生能源开发利用。

内蒙古是风能、太阳能的资源大省，又是典型的能源输出型地区，可再生能源消纳、输出问题解决得好不好，直接影响着内蒙古可再生能源的发展。

潘逸阳特别强调说，内蒙古积极探索可再生能源就地消纳的新途径。目前，内蒙古在蒙西电网开展了可再生能源保障性收购试点工作，由发电企业共同承担接纳可再生能源的调峰任务，确保风电场年等效利用时数不低于2000小时、可再生能源发电上网电量占全社会用电量的比例每年增加2% 左右。同时，内蒙古通过尝试利用风电弃风电量解决偏远旗县的供热需求的办法，扩大冬季风电就地消纳，降低弃风率，减少能源浪费和企业困难。内蒙古还制定了《可再生能源调度管理办法》，注重提高可再生能源上网调度能力。

弃风弃光凸显电力外送焦虑

除京能风电场外，检查组还重点检查了华电风电供热项目、内蒙古电力（集团）有限公司及其蒙西电网风电调度远程控制系统、四子王旗国电蒙电太阳能光伏项目和达茂旗国电龙源风电场，以全面了解法律实施情况，行程逾千里。

从呼和浩特到乌兰察布再到包头，检查组所到之处都能听到这样的呼声：目前弃风弃光问题日益突出，内蒙古外送通道滞后严重制约了风电健康发展，内蒙古长期面临可再生能源电力外送的困境亟待解决。

据华能新能源蒙西公司反映，2012年，蒙西地区风电平均利用小时数约1950 小时，弃风限电比例已超过20%。国家电网内蒙古东部电力有限公司介绍，蒙东地区弃风问题也比较突出，2010 年至2012 年，蒙东风电利用小时数从2221 小时下降到1605 小时。弃风问题成为当前影响风电健康发展的突出矛盾，极大地影响了地方发展可再生能源的积极性。

可再生能源发电全额保障性收购制度是可再生能源法的一项重要制度。内蒙古可再生能源为何出现弃风弃光问题，全额保障性收购制度为何不能得到有效落实？国家电网内蒙古东部电力有限公司副总经理来文青告诉记者，法律规定了可再生能源发电实施全额保障性收购制度，但由于法律要求配套的优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法一直未出台，导致各方对全额保障性收购制度的理解和操作标准不一，影响了可再生能源高效利用和

健康发展。

同时，内蒙古自治区内有限的消纳能力也是弃风弃光的重要原因。执法检查组在检查一线了解到，在内蒙古风电装机快速增长的情况下，由于地区用电增长较缓，地区自身负荷水平无法承担如此快速的风电发展，电网接纳风电能力有限，严重制约了风电发展。目前，内蒙古可再生能源发电普遍存在利用小时数少、效益低的状况。

以蒙东为例，蒙东地区是国家规划的千万千瓦级风电基地，地区风电可开发装机容量达1.1 亿千瓦，但蒙东是典型的“大电源、小负荷”的外送性电网，2012 年蒙北地区全社会最大负荷仅为550 万千瓦，地区风电装机大大超过当地消纳能力，导致弃风问题愈加严重。

日益突出的弃风弃光问题凸显了内蒙古可再生能源电力外送焦虑。潘逸阳向执法检查组坦陈，内蒙古风电装机居全国第一，且开发潜力巨大，但区内消纳能力十分有限。要实现国家能源局为内蒙古自治区规划的到2020 年风电规模达到5800 万千瓦的目标，必须有大能力的电力外送通道作为支撑。“内蒙古现有的电力外送通道以送火电为主，风电仅占10% 左右，亟须加快建设特高压电力外送通道。”

通道瓶颈求解 ：建设大基地、融入大电网

执法检查组在内蒙古看到，摆在内蒙古面前的是一条可再生能源前景光明的道路，但路途可能是曲折的。这是因为，“电力外送通道”正在成为内蒙古可再生能源产业进一步发展的瓶颈。

记者在采访中了解到，我国可再生能源资源分布与化石能源分布重合度较高，与用电负荷区域分布不平衡，内蒙古风能富集地区远离电力负荷中心，大规模开发风电，必须通过远距离、大容量外送通道融入区外大电网才能解决。但目前内蒙古可再生能源发展与电网建设规划不匹配，风电外送通道建设滞后，制约风电在更大范围消纳。

国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山告诉记者，风能、太阳能等可再生能源的主要利用方式是发电，电网是电力开发、输送和高效配置的中心环节和基础网络平台。风电和光伏发电需要通过电网输送出去才能得以消纳。如今内蒙古可再生能源发电面临电网瓶颈和体制机制障碍。

内蒙古电力外送通道包括蒙西电网和国家电网下属蒙东电网，这两张电网相互独立。内蒙古电力集团运营的蒙西电网是中国唯一独立的省级电网，建设运营范围包括呼和浩特、鄂尔多斯等8个盟市；蒙东电网建设范围包括赤峰、通辽、呼伦贝尔和兴安4 个盟市，蒙东电网隶属的国家电网是中国最大的区域电网，其跨越中国20 多个省份，并拥有跨网通道投资建设的权利。

内蒙古要想外送电力，必须通过国家电网的外送通道与国家电网中的华北网进行“网对网”对接。内蒙古自治区经济和信息化委员会副主任王进国介绍，目前，蒙西电网电力外送仅有两条送华北电力通道，最大外送电能力仅为400 万千瓦，蒙西电网面临大量“窝电”困境。蒙东电网自身装机远超地区负荷，大量电力需要外送辽宁省。国家电网公司东北分调为促进风电接纳实行统一调度，蒙东风电事实上融入了整个东北主网，蒙东地区风电消纳水平居全国首位。但近年来，由于蒙东地区火电机组和风电机组装机容量增长速度超过地区负荷增长速度，同时受东北电力需求低迷以及电网网架建设滞后影响，蒙东地区风电年利用小时数较低。

“应加强风电规划和电网规划协调，尽快实现风电的跨区消纳，确保国家规划的大型风电基地‘送得出、落得下、用得上’。”潘逸阳说。

来文青告诉记者，通过发展风电供热等内部市场措施，只能解决局部地区风电消纳问题，难以满足蒙东地区风电大规模基地化发展需求。从全国看，目前风电占总装机的比例只有5%，中东部地区消纳风电的市场潜力还未充分发挥。解决内蒙古风电消纳问题的根本之道，是将内蒙古风电扩大至全国范围消纳。

“内蒙古现有电力外送通道以火电为主，输电能力400万千瓦，是2008年前建成的，近年来没有新建外送通道。”执法检查组针对性地提出建议，应进一步加强电网建设规划，积极推动可再生能源输送通道建设。要按照“建设大基地、融入大电网”的原则，积极推动西北、华北、东北等地风电、光伏等可再生能源基地建设，提高可再生能源在电力消费中的比重。同时，要建立分布式能源电力并网技术支撑体系和管理机制，鼓励可再生能源的分散开发和就地消纳。

电价补贴难题 ：资金缺口亟待补齐

6月19日，经过近两个小时的跋涉，检查组从乌兰察布市四子王旗来到包头市达茂旗，检查达茂旗龙源（包头）巴音风电场的运营情况。据风电场相关负责人介绍，风电场开发建设的是国家于2006 年批准的第四批风电特许权重点项目，是龙源电力集团公司在我国北方地区第一个20 万千瓦特许权项目。截至今年5月，已累计发电20.52亿千瓦时。

龙源内蒙古风力发电有限公司总经理葛岚说，现在项目运营中我们主要面临两个问题，一个是限电问题，另一个就是电价和补贴问题。招标时国家承诺特许权项目电力全额收购，但现在存在限电问题，投产至今因限电累计损失电量达4.15 亿千瓦时，年平均限电率约在20%，因此损失销售收入1.9322 亿元，对企业经济效益影响明显。“该项目执行中标电价0.4656 元/ 千瓦时，这个价格低于区域电价水平。同时，目前财政拖欠补贴资金达43 亿元。”

检查组了解到，内蒙古风电企业普遍存在补贴未到位问题，补贴问题已成为阻碍内蒙古可再生能源健康发展的一大障碍。发电企业因此资金流转不畅，并

随之出现发电企业、装备制造企业、零部件供应企业间的连锁反应，极大地挫伤他们对可再生能源领域的信心。

可再生能源法明确规定，“（电网企业）收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿”。同时还规定“由财政专项资金和电价附加收入合并设立可再生能源发展基金”。

据记者了解，目前的主要问题是电价附加征收标准调整没有形成固定机制，补贴缺口成为常态。2006 年我国开始征收附加可再生能源电价，最初标准为2 厘/ 千瓦时，2009 年11 月提高至4厘/ 千瓦时。但随着风电、光伏发电等行业的迅猛发展，该补贴资金早已捉襟见肘。于是，在2011 年年末，国家发改委将可再生能源补贴电价提高至8 厘/千瓦时。据不完全统计，2009 年全国可再生能源电价附加补贴缺口为13亿元，2010 年缺口20 亿元，到2011 年缺口已达100 多亿元。2012 年更是增至200 亿元左右。

检查组建议，国务院有关部门应完善可再生能源电价附加征收标准调整机制，根据可再生能源产业发展需要，适时调整征收标准，扩大基金规模、健全拨付机制，弥补好发电补贴的资金缺口，保障资金及时足额拨付到位。

6月20日，检查组还深入到华锐、国电联合动力、南车等可再生能源设备制造企业检查企业生产经营情况。检查组看到风电光伏发电装备制造业面临产能过剩问题。以内蒙古华锐风电企业为例，该企业生产的1.5MW 风电机组，已从过去6000 元/ 千瓦降到了目前的3600元/千瓦左右，企业处于亏损状态。

“要加强科学规划，支持资源优势地区可再生能源产业做大做强。要打破地区保护，建立公平开放的市场环境，避免可再生能源设备制造产能盲目扩张和恶意低价竞争。加快实施走出去战略，全面提升可再生能源产业技术水平，提高企业创新能力和市场竞争力。”检查组强调。（本刊记者 / 王 萍）