中国核电发展因日本核泄漏事件而遭遇逆风，但风能、太阳能等可再生能源或将借机搭上顺风车。
昨天，国家发改委能源研究所副所长李俊峰透露，2020年中国光伏装机容量目标或提高逾一倍，“国家发改委和能源局正在就可再生能源发展规划提出一些新的目标。”
光伏装机容量或提高
“光伏装机容量2015年和2020年的新目标可能分别增至1000万和5000万千瓦，风电装机分别达到1亿和2亿千瓦。”李俊峰昨天在会上表示。而原定光伏装机容量在2015年2020年的目标分别为500万和2000万千瓦。
“正面影响是可能会使光电和风电发展速度加快。但从负面因素来说，也会使电网接受这些电源更困难。”李俊峰在昨天的会上说，整个“十二五”来看，光伏产业的不确定性很大，包括区域性全球性的社会体系的不确定性，技术系统和公众决策的不确定性。
全国工商联新能源商会主任科学家、中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞介绍，在已运行的风电场中，因受用电负荷所限，有些开发商的风电场被限制电量上网。虽然国家规定可再生能源要优先调度、优先上网，但实际上电网公司难以落实。而很多风电场都建在新疆、甘肃、宁夏、内蒙古、河北及东北等地电网的末梢，不能及时接入风电；电网也是按照此前的规划发展的，跟不上风电装机的迅猛态势。
中国可再生能源学会最新统计数据显示，近年来中国风能产业连年实现装机翻倍增长。目前全国累计风电装机达到4450万千瓦，仅去年就新增1192万千瓦，是全球第一风电大国。
“必须将风电纳入电力系统进行统筹规划。建议以上网电量作为对发电商的强制性要求。”施鹏飞建议。
施鹏飞认为，对于国有开发商和地方政府以装机容量而非上网电量为考核标准造成了不少问题，例如不管能否接上电网甚至项目尚未核准就开工建设、吊装机组，由此导致的违规建设装机容量超过100万千瓦，机组设备限制造成很大浪费。
拟建上网电价逐降机制
政府显然也在求解并网难问题。
电监会价格与财务监管部副主任黄少中昨天表示，国家有可能在今年或明年将电价附加提高到6厘至8厘，到2015年有可能进一步提高到1分钱。
根据《可再生能源法》，电网企业按照中标价格收购风电、光电等可再生能源，超出常规火电上网标杆价格的部分，附加在销售电价中分摊。中国从2006年开始在用户消费电价中征收每千瓦时（一度）1厘钱的可再生能源附加。目前，可再生能源电价附加标准已提高至每千瓦时4厘钱。
此外，黄少中还认为，“风电上网电价仍不公平；海上风电和太阳能发电缺乏明确的上网电价机制和办法；生物质能发电存在投资过热、布局过密、抢购原料和效益低下等问题。”
目前，中国实行风电标杆上网电价。按照风能资源状况和地级市的行政边界制定出四类风电上网电价，资源最好的地区是每千瓦时0.51元，其次是0.54元和0.58元，资源最差的其他地区最高为0.61元。
黄少中还称，在风电方面，将“加快研究建立上网电价逐年降低机制”。
可再生能源发展瓶颈
值得一提的是，业内认为，目前中国风电产业存在问题也是明显的。如风电整机厂过多，而像轴承、控制系统等关键零部件有待研发提升。由于一些关键零部件依赖国外进口，中国每生产一台风机，要支付高额的专利使用费。如果未来大批量生产风机，而没有自己的核心技术，发展成本将是巨大的。
中国电力科学研究院首席专家胡学浩则指出可再生能源发电的不稳定性问题，“目前可再生能源发电并网问题已相当严重，大规模风电接入电网会带来一系列技术问题，电压、电网稳定性、电能质量、电网调度与调峰等问题。”可再生能源发电还具有随机和间歇的特点，如风能资源时大时小、时有时无，太阳能资源白天有、夜间没有。
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