1.加强行业管理，保障风电健康有序发展
鉴于目前风电开发现状，建议能源主管部门有必要在以下几方面加强行业管理：
（1）在项目核准管理方面，建议继续实施风电核准计划，优化风电开发布局，把握合理的风电开发节奏。对于风电场年等效利用小时数低于一定值或者限电比例高于一定值的省区，应严格项目审批管理，避免重复建设。
（2）在并网管理方面，建议优化运行调度模式，采取风电项目“排队入网”的方式，在保证已有风电项目充分发挥产能的前提下，按照项目核准顺序依次入网，或者采取“后上先切”的调度方式，优先保证投产较早的风电场、国家特许权项目以及国家批复的示范项目并网。目前，国家能源局已经出台相关文件，要求电网经营企业科学安排风电场运行，采取技术措施确保风电特许权项目的并网运行和所发电量的全额收购。应加强新建风电项目的并网审查工作，不得因新建风电项目限制已建成风电项目的出力。如果这一政策能够坚持执行，则必将大大促进风电行业的健康发展。
（3）在规范市场秩序方面，建议进一步营造公平公正的市场竞争环境，保证风电开发企业能够自主选择最适合现场条件的、性价比高的风电设备。例如，采取必要的措施解决地方政府短期内减税的问题，可考虑在风电项目增值税抵扣期内，按照风电场实际发电量水平，调整国家税收政策，或者给予地方政府适当补贴。
风电设备质量和智能化水平是提高风电电量比例的重要保障。应通过有效的市场竞争以及行业协会等机构必要的运行数据、检测报告监督、披露制度，促进风电设备厂家摒弃目前以扩产能、拼价格为主的发展模式，将主要精力放到整机设计、载荷计算、控制策略、并网性能等核心技术上来，研发适应风资源状况的智能型风电机组，不断提高设备的质量和智能化水平，争取在同样的风况下多发电。
2.配额制是解决风电限电与消纳问题的制度保障
目前配额制管理办法正在征求意见，社会各界对配额制寄予厚望。由于配额制是基于现有的电力市场运行体制形成的，其自身有一定局限性，但是配额制是当前明确地方政府、电网经营企业、电力企业的职责和义务的最有效手段，建议尽快实施。
电网经营企业是风电开发的关键环节，消纳也是风电开发面临的主要矛盾，建议在配额制中重点约定电网经营企业的职责和义务，从机制上提高电网经营企业接纳风电的积极性。
此外，应从考核机制上解决风电限电、运行效率不高的问题，改变地方政府和风电开发企业重建设规模、轻发电量的思想，引导地方政府在已有风电场充分发挥生产能力的前提下完成节能减排目标。例如，建议配额制约定，如果某一地区已有风电场限电超过一定比例，即使本地区已完成了风电电量消纳目标，也应给予地方政府、电网企业相应地减分处理。
在配额制设计中，应完善风电开发企业考核机制，应建立以风电电量、风电等效利用小时为主要指标的风电考核体系，弱化对装机规模的考核，促使风电开发企业重视提高风电发展质量，将发展重点转移到追求风电电量与效益上来。
3.解决风电限电与消纳问题的主要措施
根据风电自身特点、近阶段发展风电的主要目的、风电限电的原因，建议可采取的解决风电限电与消纳问题的技术与管理措施如下：
（1）由火电为风电调峰，提高系统消纳能力。从节能减排大局出发，考虑系统经济性和系统综合能耗，应建立系统内其它电源为风电调峰的运行机制，这也是提高系统消纳能力的主要措施。在常规火电机组最低技术出力以上，火电应尽可能为风电调峰。同时，为提高火电企业积极性，可建立火电为风电深度调峰的利益补偿机制。已有火电机组应进行必要的技术改造，新上火电机组应具备深度调峰能力，火电项目可行性评估时应考虑为风电调峰问题。应严格按照以热定电原则规划审批热电联产机组，避免供热机组过剩。严格实施以热定电，在满足供热能力的条件下供热机组也要为风电调峰。此外，要建立自备电厂为风电调峰的机制。
（2）其他可采取的综合措施：
一是加强网架结构，打通局部地区送出瓶颈，提高区域电网内输送能力，建设快速调节的调峰电源。从长远看，随着页岩气开发的迅速发展，电力系统中快速调节电源装机比例将会提高，系统调峰能力将大大提高。
二是优化系统负荷侧管理，做好供电负荷削峰填谷工作，推广峰谷电价等手段，下一步发展电动汽车，培育间歇用能负荷，降低峰谷差。
三是实施风电功率预测，尤其是中期预测和短期预测，研究大范围内风电场整体出力规律，优化电网调度运行方式。
四是积极探索供热模式，改善供热结构。如果调整北方地区现有的供热电源结构，将目前以供热火电机组为绝对主体的单一的供热结构变成以供热火电机组为主体、电供热为有效补充的供热模式，可缓解风电与供热机组之间的矛盾，提高系统在供暖季节的负荷低谷时段消纳风电的能力，当然这需要电网经营企业的配合和有关政策的调整。
（3）智能电网与并网标准应为提高电网接纳风电能力提供技术保障：
智能电网的重要功能是安全、无缝地容许各种不同类型的发电和储能系统接入系统，尤其是为可再生能源和分布式电源提供技术支持、接入平台和运行保障，促进可再生能源和分布式电源的规模化利用。
此外，当前需要进一步完善风电场接入电网标准工作。建议对低电压穿越、无功补偿等风电适应电网运行的措施，在不同地区的实际运行效果，进行全面的后评估和经验总结。对于确实有助于保证电网安全稳定运行或者促进风电并网与发电的有效措施或者技术标准，经进一步完善后，应加以推广。对于造成不必要投资浪费的技术标准应该加以改进。应本着保证电网运行安全、降低风电开发成本的原则，根据当地电网网架结构、负荷特点、全社会用电量、风电开发规模等因素，对不同地区在风电场接入电网技术标准上区别对待。在综合考虑技术与成本因素基础上，不断探索完善适应我国国情的风电场并网技术标准。例如，应在不同地区对电网侧集中进行无功补偿方案以及在风电场侧分散进行无功补偿方案的实际运行效果进行对比分析，优化无功补偿方案。有关部门应制定完善可再生能源和分布式能源电能质量、并网标准等相关标准以及调度管理办法等相关办法。
（4）要认识到只有大幅度降低成本，储能才可能实现大规模商业化应用。现阶段各种现有电力储能方式在技术和经济上难以大规模商业化推广与应用，不建议采取大规模储能方式降低系统峰谷差，提高风电消纳比例。例如，受风资源随机性的影响，在单位时间内，电池储能充放电次数较少，工作效率低，初步估算电池储能的度电成本是风电电价的20倍以上。而由于风资源的随机性，用抽水蓄能电站解决北方电源过剩地区的风电调峰问题，发挥的作用较小，成本较高，经济性有待进一步论证。而且，抽水蓄能电站的首要任务是保证系统运行安全，在保证系统运行安全与调峰方面难以兼得。
4.采用风火打捆、远距离外送风电需要前提条件
为了解决“三北”地区风电大规模发展与电量消纳问题，目前比较大的呼声是采取集中开发、风火打捆的方式，远距离外送至华北、华中、华东等负荷中心。
由于我国特殊的风资源分布与电网建设特点，在更远距离和更大范围内消纳风电的确是促进风电规模化发展的重要途径之一。但是，现阶段采取远距离集中外送风电不是解决风电消纳问题的首选办法，主要原因有：
（1）风火打捆、远距离外送风电的经济性与可行性需要进一步研究。
为了提高可再生能源电价附加的使用效率，每度风电的补贴额度应越少越好。从目前各省火电机组标杆上网电价与风电电价的差额看，“三北”地区风电开发规模大、限电严重、寄希望于跨区外送的省区每度风电需要补贴的额度普遍接近0.2元甚至更高。而作为远距离输送风电的受电地区，如江苏、湖南、上海、浙江、江西、广东等地区，这一差额普遍低于0.15元/千瓦时。此外，如果风火打捆、远距离外送，不仅应考虑送端风电上网电价与当地火电标杆上网电价的差额，还应考虑风电的输电成本、远距离输电线路损耗以及因火电为风电调峰导致的火电机组低效运行，煤耗增加，以上两部分相加之和为国家远距离输送风电所补贴的最终成本，这一成本已远远高于中东部地区的风电补贴成本。如果调整电网接纳条件较好的中东部地区以及内陆地区风电的上网电价，则可大大增加中东部地区、内陆地区的风电开发规模。
同时，由于风电出力波动范围大，加上北方地区大型风电基地出力同步性较高，如果采取风火打捆的方式，火电机组不仅要根据风电出力情况随时调节出力，还要根据受端电网的负荷变化情况调节出力，这导致火电机组的运行难度大大增加，也使得受端电网的调峰更加困难，系统安全稳定运行的压力更大。在这种运行模式下，出现弃风是必然趋势，难以保证大型风电基地的整体利用小时。而且，由于北方、西部地区夏季气温较高，空冷火电机组的运行效率能否实现与风电运行的高效配置也存在较大的不确定性。
（2）风电大规模外送通道建设需要国家层面切实可行的技术路线图，大型风电基地的运行情况需要时间检验与后评估。风火打捆、远距离外送在国外没有类似项目，目前在国内也没有先例。特高压交流线路运行不确定性大，特高压交流须形成坚强电网后才可能具有理想输送能力。从甘肃750千伏交流线路实际运行效果看，没有达到输送风电的预期效果，甘肃酒泉地区风电限电依然严重。
由于北方地区的大型风电基地布局集中，各风电场共用升压站和外送通道，风电场之间出力同步性高，相互之间影响大，导致大型风电基地的运行风险与技术风险较大。2011年甘肃、河北等风电基地就发生了多次大规模的风电脱网事故。另外，大型风电基地的尾流影响也是需要认真研究的课题。从已有运行情况看，大型风电基地的实际尾流影响要远大于我们的预计。
（3）充分挖掘本地区的消纳能力是风电大规模跨区外送的前提条件。目前，北方限电严重地区风电的电量比例与国外相比，依然较低，本地消纳潜力很大。根据中国电力企业联合会2011年电力统计快报，2011年吉林省风电发电量占本省全社会用电量的比例为6.32%，黑龙江5.57%，甘肃7.68%。如果放大到区域，则西北电网2011年风电总发电量占全社会总用电量的比例是2.8%，东北地区（含内蒙古东部四盟市）的比例为6.6%，华北地区比例为4.15%。即使在风电比例较高的蒙西地区，风电电量消纳的潜力依然很大。例如，2012年3月29日-4月13日期间，蒙西电网连续多日风电上网电量与蒙西电网总供电量的比例平均超过20%，其中4月13日全网风电上网电量10978万千瓦时，占全网供电电量比例29.6%，达到或者接近了欧洲的先进水平。
鉴于风火打捆、远距离外送风电的模式存在种种不确定性以及东北、西北、华北地区风电电量占全社会用电量的比例依然较低，在现有条件下，通过各种技术、经济、政策、行政等手段，充分发掘本地区的消纳能力对于促进风电的可持续发展更为可行。只有在本省、本区域风电电量达到一定比例后才考虑以网对网的形式外送，也就是解决风电的消纳问题应按照先省内、再区域、后跨区的顺序依次进行。
5.分散接入电网和海上风电将成为促进风电规模化发展的主要途径之一
分散式接入风电的优点是风电建设规模小，尾流影响小，可就近接入变电站，单位千瓦投资较低。而且，分散接入电网的风电机组靠近用电负荷，所发电量可就近消纳，降低电力传输损耗。在“三北”限电严重地区，受风电消纳空间以及管理成本影响，分散式接入风电发展空间不大。尽管南方地区分散式开发风电的利用小时整体上会低于北方大型风电基地（在不限电的情况下），但南方地区与内陆地区的分散式风电可利用零星的小块土地，无需建设远距离的配套送出工程，也没有大型风电基地、远距离输电线路的技术风险、运行风险以及电力传输损耗，开发优势明显。随着超低风速风电机组的技术成熟与发展，分散式接入风电在沿海地区、南方省区以及内陆地区的发展潜力很大，是促进风电规模化发展的主要途径之一。
分散式风电在南方地区和沿海地区的发展主要存在风资源、环境保护、土地利用规划以及审批手续复杂的问题。只有解决土地拥有者、附近居民以及各级地方政府等利益相关者的问题，让利益相关者从风电开发中得到好处，分散式风电才有可能有大的发展。
我国具有发展海上风电所必需的资源条件和市场消纳能力。在沿海地区规模化开发海上风电不仅可一定程度上缓解风电可持续发展的压力，也有助于沿海地区省份完成节能减排任务。因此，应积极推动海上风电开发。但海上风电技术复杂，运行风险大，欧洲经过近20年的探索才逐渐加大海上风电开发力度。我国海上风电刚刚起步，海上风电建设、运行维护经验较少，配套产业也有待完善。国产海上风电机组种类较少，大多处于研发设计或者样机试验运行阶段，还没有经过较长时间的批量化运行检验。
为减少海上风电建设风险，促进海上风电健康发展，建议：一是在海上风电起步阶段，统一规划，加强领导，合理把握海上风电的开发规模和节奏。二是海上风电起步阶段应优先开发风资源好、利用小时数高、没有极端破坏性风速、建设条件好、造价较低的项目。三是海上前期工作要扎实合规，稳步推进，确保海上风电项目符合海洋功能规划。四是试验、示范项目先行，稳步推进，逐步培育国产海上风电机组走向成熟，健全海上风电技术标准规范。五是海上风电规模效益显著。建议规划建设大型海上风电基地，支持有实力的企业集中连片开发，避免陆上风电无序开发、拆分项目的发展模式。
分散式风电和海上风电由于不受电网消纳条件制约，应积极鼓励发展，但前提是需要完善相关政策，尤其是电价政策。例如需要解决分散式风电整个产业链条和服务体系的问题，解决涉及项目审批、接入电网、电费结算的体制机制以及技术保障问题，要把风电机组变成象空调一样方便使用的家用品，走向千家万户。在电价政策方面，建议根据当地用户实际支付的电力价格和当地燃煤脱硫火电机组的标杆上网电价水平，参考远距离输送风电需补贴的最终成本，合理确定分散式接入和海上风电的上网电价。如果相关配套政策能够完善，海上风电以及分散接入电网的低风速风电场将成为新增风电装机的重要组成部分，发展潜力巨大。
总结
综上分析，我国风电装机规模已居世界第一，已走过了发展的初级阶段。今后发展风电的首要任务是在低成本、高效率的前提下提高风电电量比例，完成2020年节能减排任务，实现从风电大国向风电强国的跨越。
目前，“三北”地区消纳困难以及海上风电、分散式接入配套政策不够完善是影响风电运行效率与开发规模的主要制约因素，风电面临可持续发展的挑战。加强行业管理、实施配额制、火电为风电调峰、发展智能电网、完善海上风电和分散式接入的配套政策都是解决风电消纳、促进风电可持续发展的有效途径。
但是，下一步工作面临诸多深层次矛盾，风电开发涉及的各方及利益关系在现有体制机制下难以自我协调。解决风电可持续发展的问题必须打破常规，改变游戏规则，进行体制机制上的改革，综合运用经济、技术、行政等手段，调动社会方方面面为风电服务、消纳风电的积极性。
当前形势下，应深化电力体制改革，消除机制上的矛盾。现阶段最切实可行的有效的解决措施是国家能源主管部门应发挥主导作用，加强行业管理。一是要积极引导社会舆论，进一步强化风电在完成2020年节能减排目标中的重要地位；二是要及时总结风电开发建设运行经验，对风电今后发展方向做出正确引导；三是积极推动电力市场运行体制机制上的改革与创新，以降低风电开发成本与弃风率、提高风电运行效率为前提，以提高风电电量在全社会用电量的比例为首要任务，完善相关政策，尽快解决风电可持续发展的问题。
