我国的风电开发建设经过了十年发展，在技术、设备、风机整机等方面已经取得了长足进步，但是由于我国风能资源主要分布在远离负荷中心、处于现有电网末端的“三北”地区，风电具有波动性，按目前的风电机组技术水平和电网运行与电力调度机制，并网和消纳问题已成为大规模风电开发的重大挑战，对电力系统的建设运行和电力市场的体制机制提出了新的要求，在《中国风电发展路线图2050》中，单独对风电大规模并网和消纳途径进行了论述。 ( 一) 电力系统发展趋势
01 电力需求格局
未来较长时间内，中国电力需求将持续较快增长，2020、2030、2050 年全国全社会用电量将分别达到7-8 万亿千瓦时、10万亿千瓦时左右和12万亿千瓦时左右，但负荷中心仍在东中部，全国电力需求格局将基本不变。基于中国一次资源构成和分布特点，西部能源和电力基地的重要性将日益突出，西电东送的基本格局也将长期不变。
目前，中国电力供应具有如下特点：
首先，煤电是最主要的电源，到2010年底占全国总装机的比重为73.4%;其次，电源布局仍以(省内)就地平衡为主，即基本与当地电力负荷相匹配，各大区域电网之间电力交换和输送量较小;第三，虽然各大区域电网之间均已基本实现互联，但电力交换能力较弱。
在没有重大能源科技突破之前， 预计未来40 年中国总体电源格局中仍以三北地区煤电和西部水电为基础电力，以东中部核电和西部风电、太阳能发电为新增骨干电力，以天然气发电和抽水蓄能电站为补充电源和调节电源。
在2020 年、2030 年前，煤电装机不断增加且布局上逐步向西部倾斜，西部水电开发程度不断提高，风电和太阳能发电装机快速发展，且风电在新增装机量及其在总新增装机中的比重不断提高。
2030 年到2050 年，水电装机保持平稳，煤电装机略有下降，核电、风电和太阳能发电将在新增电力中占据绝对主要部分。到2050 年，电源结构逐步实现优化和多元化，煤电装机的比重下降到35% 左右, 而风电装机比例上升到25-30%。
从电力流向看，中国的电力负荷和能源资源不平衡特点决定了在本地平衡的基础上西电东送、南北互济的长期格局，远距离输电的电力流主要来自西部、西北和北部地区的水电、煤电、风电及太阳能发电基地。东北电网覆盖的蒙东地区有丰富的煤炭资源，可以借助本网资源优势以及核电和可再生能源建设满足本地需要，并有外送的电力流。
华北电网覆盖地区是主要负荷中心之一，在主要依靠本地煤电的同时，可接受东北电网和西北电网东部地区部分电力。西北电网覆盖区域的煤炭、水能、风能和太阳能资源丰富，而负荷相对较轻，需要外送电力。
华中电网主要依靠西部水电提供新增发电容量，网内电力流主要是承接西部、输送东部水电和其它电力。华东电网是主要负荷中心，具有接受西部水电、煤电、风电、太阳能发电的需求和潜力。南方电网主要从西部向东部输送西南地区的水电，远期可能接受西藏及周边国家水电。
在今后20 年内，中国跨区输送电力将逐渐扩大。预计到2020 年，跨区(或跨国)电力容量规模约3 亿千瓦，2030年约4 亿千瓦，然后在2050 年前基本保持在4 亿千瓦左右。
02 电网架构
电网架构主要取决于电力供需格局和电力市场制度安排。经过持续电力建设和初步电力市场体制改革，中国形成了目前以省网为经营主体、区域电网为基本框架、初步全国互联的电网系统。
中国电网建设多年来以各省电网和各大区内跨省电网建设为重点，1989年以来开始加强跨区电网的规划和建设，逐步形成了六大区域电网及其主网架结构。截至2010 年底，除新疆、西藏、台湾外，各电网已实现交直流互联，全国形成华北- 华中、华东、东北、西北、南方五个同步电网运行的格局。
在技术水平上，中国电网在以超高压电网为主干的主网架建设和先进电网技术应用方面已经迈入国际先进行列。但是，“三北”地区电网框架仍然薄弱，跨省跨区电网的电力交换能力仍较为有限，难以满足风电大规模发展后各电网电力交换的需要。
关于今后电网发展方向，有互联区域电网和全国特高压同步电网两种发展模式。在第一种发展模式下，中国将保持目前六大区域电网的基本格局，逐步加强边际互联，以500 千伏为主网架(西北电网以330、750 千伏为主网架)，充分发挥500 千伏输电网的潜力、提高现有输电设备的利用率，同时通过对500 千伏电网进行柔性输电技术改造，大幅度提高输电能力、接受远距离输电安全落地能力和应对各类电网事故能力。
在第二种模式下，积极构建特高压电网，以“三华”(华北、华中、华东)特高压交流同步电网为核心，通过直流和东北、西北、南方电网互联，形成四个同步电网，连接各煤电基地、水电基地、核电基地、可再生能源发电基地和主要负荷中心。上述两种发展模式决定了不同的技术发展方向，其技术可行性、经济性和安全性目前存在不同的评价，但普遍认为直流特高压是长距离跨区输电领域的可行技术选择。
2011 年中国发布的《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》提出发展特高压电网，但特高压电网的技术路线、架构、规模及其在未来大规模跨区风电消纳中的作用目前仍未确定。但不论采用何种模式，支撑大规模西电东送将是对电网发展的长期要求。
03 运行调度
中国电力调度模式已经从以往的大平均调度模式转移到节能调度模式，为风电等可再生能源的并网提供了有利的平台。2007 年，《节能发电调度办法(试行)》开始实施，通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序，以分省排序、区域内优化、区域间协调的方式，实施优化调度，并与电力市场建设工作相结合，发挥电力市场的作用，以单位电能生产中能耗和污染物排放最少为目的。
发电调度按照如下优先级排序：首先是无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组;其次有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组;然后核电和其它化石能源发电机组。
但是，由于缺乏相应的市场激励机制，节能发电调度的实施仍处于探索起步阶段。在中长期，随着竞争性电力市场的逐步建立，节能调度还必须与经济调度建立协调一致的关系。
(二) 风电并网和消纳的挑战
按照前述发展目标，在未来40 年内，在甘肃、新疆、蒙西、蒙东、吉林、河北、江苏、山东等地建成一批千万千瓦级大规模风电基地， 到2030 年、2050 年在蒙西等地甚至形成上亿千瓦的风电基地群。
从技术上看，电力系统的风电消纳能力主要受风电出力特性、系统负荷特性、电源结构及调节能力、外来电/ 外送电规模及运行方式、电网安全稳定评价及控制途径等因素的影响。这些影响因素也是不断变化的，决定了未来电力并网和消纳的主要挑战：
1 近中期(2020 年前)：“三北”地区风电并网和消纳问题突出，体制机制性障碍亟待解决
2020 年前，中国风电开发主要集中在“三北”和沿海地区的千万千瓦级风电基地，并积极开发东中部分散风电场和近海风电。但是，由于三北”地区远离电力负荷中心，且中国电源结构以煤电为主(且含大量供热机组)，调节性电源和需求侧响应资源缺乏，电力系统平衡调度范围小，电网规划与建设进程与风电不协调，使得“三北”地区当地消纳能力、调峰能力和输电通道容量不足成为风电大规模发展的主要障碍。
在制度层面，风力发电得到了比较有效的政策扶持，但大规模风电并网和消纳仍面临体制机制性障碍，电力体系相关方的责任、权利和利益关系亟待调整。
一是电网体系仍垂直垄断，输电、配电、售电三个环节仍是一体化经营，缺乏多元化市场主体;
二是电力市场交易机制仍不完善，各市场主体间和跨省区交易机制仍不完善 ，市场优化资源配置的基础性作用还没有充分发挥;
三是电价机制尚不合理，上网电价未能反映电能的实时市场价值，费用分摊制度未能有效合理分配电力辅助服务和输电成本。
2长远期(2020-2050 年)：高比例风电消纳成挑战，能源体系转型势在必行
2020 年后，中国风电将继续快速发展，开发区域范围不断扩大，开发方式也更加重视分散式风电，到2030 年风电总装机达到4 亿千瓦。但是，预计大部分装机仍将集中于上述八大风电基地周边，初步形成大批风电基地群，使得大规模、高集中风电输送和消纳任务更为紧迫。
2030 年以后，风电开发区域将继续在八大风电基地周边扩展，扩大风电基地群的规模和范围，并将进一步向高山、深海和特殊地区扩展，形成全面深度开发的格局，到2050 年总装机达到10 亿千瓦左右，在总电力装机中的份额将达到26%，在发电量中的份额将达到17%。
在西北、华北和东北电网区域，风电在区域电网装机中的份额预计将超过50%, 在发电量中的份额预计将超过25%。届时，高比例风电消纳将成为大面积挑战，使得能源体系转型和制度创新成为前提和必由之路。
( 三) 风电并网、输送和消纳途径
提高电力系统消纳风电的能力，需要采取涵盖技术、管理和政策层面的综合解决策略，构建风电与电力系统协调发展的发展规划、技术路线、标准规范体系，科学安排电网运行方式和调度计划，实施灵活调度运行策略，制定完善电力市场机制和激励政策，调动和整合更广泛的系统资源，实现电力系统最大限度消纳大规模风电。
在实施路径方面，考虑到主要障碍和措施的可行性，近中期应致力于优化系统运行和消除体制机制性障碍，长远期应全面推进电力系统的技术和制度创新。
1、近中期(2015-2020 年)：加强协调管理，突破体制机制瓶颈，着力扩大省区内消纳能力，有序推进跨区输送消纳
国际风电领先国家的研究和实践显示，利用当前已有技术(而不必要等待、采用昂贵的先进储能技术)，通过对现行技术系统和制度进行改革创新，完善输电规划和建设、优化系统和市场运行，采取更大的平衡区域、风功率预测(及其对调度和短期能源市场的支持)、新型辅助服务、灵活发电电源、价格响应的负荷管理等措施，电力系统接入20%风电不存在根本技术障碍，新增成本也是适中的。
近年来，中国正在建成世界上最强大的电网系统，且先进技术和设备的应用程度较高。2009 年以来，国家电网公司还提出建设“坚强智能电网”的战略目标。国家能源局2010 年以来组织开展的风电并网消纳研究结果表明，通过优化系统电源发展规划、优化配置抽水蓄能和燃气等调峰电源的规模及布局、合理发展跨省跨区输电规模，2020 年中国可消纳1.6~2 亿千瓦风电。为此，近期应做好加强电力系统建设运行的协调管理，突破体制机制瓶颈，着力扩大省区内消纳能力, 适时推进跨区输送消纳。
(1) 分级消纳，优先省区内消纳考虑到远距离输电成本因素和当前省级为主体(省级政府、省级电网)的电力市场管理体制，按照先省级电网、再区域电网、后跨区全国电网的顺序制定实施消纳范围和方案。
(2) 加强统筹规划，协调风电、其他电源和电网建设加大风电项目建设管理，确定合理的风电建设节奏和速度，使风电与电力系统建设协调发展。加快西北地区水电开发，进一步加大抽水蓄能、燃气电站等调峰电源的建设，平衡东西部煤电建设布局，进一步挖掘煤电机组的调峰能力，增强系统调峰能力。将风电建设纳入电网建设规划，优化和同步建设风电场接入及汇集工程;提前规划主网架建设，加强省内、以及省网和区域电网之间的联络线建设，适时启动建设“三北”地区特高压直流外送通道。积极研究准备以适当比例打捆“三北”地区的风光水火电，通过特高压直流联合外送“三华”电网。并建立输电通道系统运行成本的回收机制。
(3) 优化电力系统运行调度，加快推进电力市场运行机制改革制定实施风电机组并网技术标准，研发并普及应用先进可靠的风电短期预报技术，提高电网调度能力。扩大风电统一接入和系统调度的范围，平滑风电出力变化，增加风电容量价值，降低调峰需求和容量需求。优化使用省区内水电和火电调峰服务, 增强跨省区电网互联，充分利用跨省区的错峰、水火互济等优势，提高系统接纳风电的能力。除了应采取各种措施、尽量增大风电消纳比例外，还应允许在系统在极端情况下适当弃风，降低系统的总体成本。同时将风电纳入电网辅助服务考核及补偿体系，探索辅助服务市场。
(4) 加强需求侧管理，改善电力负荷特性结合风力特性和负荷规律，调整峰谷电价尖峰和低谷的实施时段，以与风电发电时段相匹配。要求大工业用户采取适当的管理与技术措施，增强调荷能力。对于承担供热负荷的机组，研究余电用于供热的技术方案，考虑电驱动热泵技术供热和储热技术。通过合理的电价政策，引导用户在负荷低谷时段用电，减小系统峰谷差。另外，结合工业发展规划，引导优化产业布局和管理，挖掘消纳潜力, 例如在风电基地和外送通道周边建设配套高载能负荷。
(5) 制定保障大规模风电上网和消纳的价格政策和电力市场制度在近期延续上网固定电价和费用分摊的基础上，制定实施基于风电项目电网友好性的上网电价奖惩政策，建立完善辅助服务的补偿或激励价格政策。加强国家指导，促进送受电双方协商确定外送电价，建议省区内输电费用在区内销售电价分摊，跨区特高压输电费用进入受端落地电价和销售电价。逐步完善和落实双方协商、可再生能源配额制和市场机制等跨区电力交易制度安排。
2、长远期(2030-2050)：推动能源格局和电力体系转型，全面扩大消纳能力
2020 年后，特别是2030 年以后，随着“三北”地区电力需求快速增加、抽水蓄能和天然气发电装机比例不断提高、智能电网和先进储能技术逐步得到推广应用，“三北”地区自身消纳风电的能力可望大幅增加。但由于风电开发规模也持续快速增加，风电跨区消纳规模仍将较大，且在长期内还将是一个不变的趋势。因此，在前阶段政策措施的基础上，需要全面部署应用先进技术和运行管理方式，大力推动能源格局和电力体系转型，全面扩大各地区风电消纳能力。
(1) 着力扩大“三北”地区内部消纳能力
西部经济社会发展会提升电力需求。在调度、输配电和需求侧环节大力部署智能电网技术，增加“三北”地区风电消纳能力。特别是在负荷端，智能电网技术(及各类智能用电设备和储能设备，包括电动汽车等)的广泛深入应用，将使电力负荷具有与电源相当的灵活调节能力，大大增加电力系统消纳风电等波动性电源的能力。
(2) 提高优化“三北”风电的西电东送能力
统筹优化西电东送的输电规划和建设方案，广泛采用柔性输电技术、特高压直流输电技术、超导输电技术等，完善输电通道系统运行成本的回收机制，最大程度地优化提高输电线路的输电能力和经济性。
(3) 全面推进分布式并网用电技术应用和能源系统转型随着先进储能技术、微电网技术逐步成熟，全面部署应用分布式能源技术和微网等技术，全面建立促进和保障分布式能源运行的体制机制，推动实现能源系统转型，从根本上改善“三北”和东中部地区分散式风电的并网和消纳条件。
