我国风能资源与用电市场逆向分布的特点十分突出，与欧美国家主要以小规模分散式开发、近距离输送为主的开发模式不同，我国风电选择了大规模集中开发、远距离输送为主的开发模式。在风电连续六年快速发展的大好形势下，风电市场消纳能力不足的矛盾却更加突出，2011年下半年以来风电发展较快的地区在非供暖期也频繁遭遇限电，风电限电常态化的趋势逐步显现。“三北”地区风电发电利用小时和风电企业效益由此大幅度下降，风电企业投资建设风电场经济性大幅度下降，风电发展面临市场消纳困局。
尽管我国局部地区出现风电“过剩”问题。但我国风电发电量的比重仅为1%左右，占全国能源消费的比例更低，不仅远低于欧洲国家，与我国新能源发展目标差距更大，全国风电总规模仍需大幅度增加。风电发展面临着局部地区过剩、全国严重不足的尴尬局面，风电限电问题引起了国内外广泛的关注，同时也引发了资源导向型风电发展模式的讨论。
消纳问题将影响风电基地成败
预计到2012年年底甘肃全省电力总装机容量约为3000万千瓦，其中风电、光电为800万千瓦，占总装机容量的26.5%；2015年甘肃总装机容量规划为4200万千瓦，其中风电、光电为1800万千瓦以上，占总装机容量的42.8%，远超过了国际公认的电网接入风电能力不超过系统总装机容量15%的标准。
酒泉是我国第一个开工建设的千万千瓦级风电基地，预计到2012年年底其风电、光电装机容量达到800万千瓦、年上网电量约为140亿千瓦时。预计到2012年全省统调范围内最大用电负荷1200万千瓦、省公司售电量840亿千瓦时，要消纳800万千瓦风电、光电，从电力平衡的角度考虑几乎不可能。甘肃省电力公司售电量840亿千瓦时中若要消纳140亿千瓦时的风电上网电量，从电量平衡看似乎较有可能，但如果140亿千瓦时风电发电量全部在甘肃省内消纳，火电机组的利用小时数将下降到4000小时以下。因此无论从电力平衡、电量平衡方面考虑，800万千瓦风电在甘肃省内难以消纳，必须依靠整个西北电网。甘肃省河西地区规划到2015年风电、光电装机容量1800万千瓦以上，所对应的发电量约为370亿千瓦时以上，届时不仅甘肃电网无法消纳，预计西北电网也难以消纳，能否实现2015年风电发展目标完全取决于电力市场的消纳能力。
风电消纳途径之选择
风电消纳本质上是特定时间空间的电力电量平衡问题，可以通过扩大消纳市场范围、增加本地消纳能力、降低风电发展速度和改变风电建设地点等办法解决。
在大规模风电基地同步规划建设用电负荷，提高就地消纳能力是解决风电消纳问题的有效途径，通常采用新增高耗能生产能力的方式实现，尽管有助于缓解风电消纳矛盾，但受到国家产业政策和技术经济等方面的制约，难以从根本上解决风电消纳的问题。
降低全国风电发展速度明显与加快新能源发展的国家政策存在矛盾，不应该作为解决风电消纳问题优先选择的办法。在保持全国风电发展基本稳定的情况下，减少“三北”地区大规模风电基地新增装机规模，增加东南部地区新增风电建设规模，通过改变风电空间分布缓解风电消纳的矛盾。近期提出的加快分布式风电和海上风电的发展思路，有助于缓解大规模风电送出及消纳的矛盾，但受到风能资源、土地资源、建设条件、管理模式和技术经济等方面的制约，分布式和海上风电的建设规模和可持续发展能力存在不确定性。
扩大风电消纳市场范围是将风能资源丰富地区的风电输送到用电负荷中心，在更大的市场范围内建立新的电力电量平衡，实现风电的有效消纳。结合我国的具体情况统筹风能资源与市场资源，充分发挥“三北”地区的风能资源优势建设大规模风电基地，借助于现代输电技术输送到东南部用电负荷中心，逐步实现风电在全国用电市场优化配置。借鉴“西电东送”和“三峡送出”解决水电消纳的成功经验，综合考虑我国能源资源与市场逆向分布的特点，大规模风电跨区输送是解决风电消纳问题的主要措施。因此建议如下：
第一，明确国家能源战略。按照保证国家能源安全和能源资源的优化配置原则，尽快研究制定包括风电生产、输送和消纳在内的国家风电发展规划；研究制定全国能源市场规划，将风电跨大区输送纳入能源资源输送规划，通过全国统一能源市场统一优化配置风能资源。
第二，完善新能源发展配套政策。尽快出台国家可再生能源配额制管理办法，明确地方政府、电网企业和风电企业的责任与义务，制定可再生能源交易机制和配额管理办法，确定全国各地区可再生能源的消费配额比例，明确经济发达省份消纳风电的责任；树立全国一盘棋的理念，激发经济发达地区积极主动接纳风电的意愿。同时，制定有利于全面反映能源资源的稀缺性和环境成本的国家能源价格、税收政策，通过税收杠杆调节化石能源价格，提高可再生能源的价格竞争力。
第三，强化电源、电网统一规划。在国家能源战略的总体框架内，坚持电源与电网统一规划的电力发展基本原则制定全国电力发展规划；在电力统一规划的原则下，坚持以电力市场需求为导向制定电源发展规划，在统一电源规划的框架内编制风电发展规划，确定风电发展的整体水平和分年度目标。坚持电源电网协调、同步发展的规划原则，按照电网规划合理控制酒泉风电基地的规划目标和建设进度，同时依据风电发展规划的送出需求合理调整电网规划，建立风电与电网规划的协同互动机制，实现风电、电网与用电市场协调、同步发展。
第四，选择合理的跨大区输电的技术路线。风电所具有的间歇性、波动性的特点，大规模风电必须与其它电源配套建设才能满足交直流外送的技术要求，同时为受端用电市场提供稳定的电力电量供应。酒泉风电基地配套建设一定规模的火电以特高压直流外送，不仅能够有效地解决风电消纳问题，而且能够发挥输电替代输煤的作用，有利于缓解铁路运力不足的矛盾，在基本不增加全国火电建设总规模的情况下，为中国能源资源提供一种合理的输送方式。
白城风电：苦苦求索消纳之路
为缓解电力消纳难题，白城市最近两年联合风电、供电企业做了不少探索。
为了让白城风电最大程度地满足上网需求和消纳需要，无论是吉林省电网还是白城供电公司，都在减少风电上网对电网运行不确定影响的前提下，从稳控、协调、科技进步等方面做出了巨大努力。
例如，针对大规模风电并网引发的电力电量平衡以及调峰等难题，吉林省电力有限公司与白城供电公司推进对风电功率预测系统的研发并及时推广，组织对风机低电压穿越能力进行现场测试，出台举措力促风电场风电设备技术产业升级，装设风电外送稳控装置，等等。又如，从2012年6月起，作为国家风电并网调度试点，吉林省电力调度控制中心制定了《月度吉林省风电有序调电原则》，根据全省28个风电场的性质、历史、风电功率预测、运行管理等原则和评分项目，建立了一套相对公平的受限情况下风电上网调度指标体系，排在前面的，后限电，排在后面的，先限电。通过设定受限风电的上网规则，保证了风电上网的合理、有序。
大多数接受采访的人对于电网非企业的这些努力虽然表示了肯定，但同时也都认为，其作用仍然有限，特高压才是白城千万千瓦级风电基地发展难题的唯一解决之道。
从长春到白城再到通榆，无论是从电网公司、当地政府还是风电企业那里，都能感受到对特高压输电线路的渴望。
吉林省电力公司调控中心水电及新能源处处长杨国新说，“现在吉林省电源总体过剩，如果建设特高压，对吉林省风电输出将发挥巨大作用，它不单纯增加外送风电、提高接纳风电的能力，同时对火电外送也有积极作用。”
白城市政府也在全力呼吁特高压输电线路的建设。白城市能源产业办公室副主任徐向国表示，“白城属于经济欠发达地区，工业基础比较落后，全力推进特高压电网建设，不但会解决国家规划的大型风电基地的风电消纳难题，而且能够拉动白城的经济社会发展。”
风电企业当然就更不用说了。对它们而言，特高压的宏大意义在于可以把经济发达地区的用电需求与白城千万千瓦级风电基地的发展需求有效接合起来，既有助于解决经济发达地区的用电紧张局面，又有助于解决白城的“窝电”、“窝风”，何乐而不为？当然，其负责人们同样关注给自己所在的企业带来的直接好处，“亏损少点，甚至还能够扭亏为盈，我们对投资者或者上级单位也好交代。”
可以预见，在未来的风电发展、电网建设、配套电价政策规划中，特高压将占据主要的位置。但是，获批一条特高压线路谈何容易。梁庆嘉谈到了一则自己听到的传闻。说在相关单位制定“十二五“发展规划的时候，曾经计划在吉林省建设一条特高压线路以推动风电外送。当时消息传来，吉林省地方政府、电网企业和风电企业都备受鼓舞。但是后来消息却渐消于无形。
知情人士说，在这一规划最后被审核时，相关内容被取消了。但因为什么原因、在什么层面取消，各个信息渠道并不一致。有的说是高层怕这条特高压线路对国内的电网架构会造成不稳定影响。还有的说是关于这条线路的使用没有达成一致意见，只输送风电吧，担心不经济，如果将来也输送火电，因为白城并不产煤，又不是电力需求中心区，成本的合理性受到质疑。
不过，即便如此，在白城供电公司副总经理闫浩看来，特高压的建设工作仍然已不容一拖再拖。他表示，在中电联规划的8个千万千瓦级风电基地中，除江苏、山东均处“三华”电网负荷中心、工业化水平较高，就地消纳能力强外，其它风电基地由于用电负荷较小，都急需加快特高压电网建设解决外送问题。在他看来，特高压电网或许是解决白城乃至吉林省风电发展问题的唯一选择。根据国家能源局的统计中，吉林省2011年的风电利用小时数之所以在全国29个省级电网区域位列最后，根源恰恰在这里。“现在要想解决这个问题，必须建设特高压，把电送到缺电的华北、山东，否则没有别的办法。”他觉得吉林省和白城市的要求并不过分，除了白城，其他风电基地都有特高压作支撑了，“我们只是在寻求和甘肃、新疆等地一样的待遇。”而吉林风力发电股份有限公司副总经理梁庆嘉也认为，“不管怎样，一条被相关各方强烈呼吁的特高压输电线路，一定有其必要性和合理性存在。”
