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◎张家口地区，2011 年风电的输出能力最大为210 万千瓦左右，考虑风电场部分弃风，最大同时出力按70%考虑，张北地区现有电网只能解决300万千瓦风电送出问题。由于张北地区的两个变电站———沽源和万全均为蒙西“西电东送”通道上的变电站，承担着将蒙西电力输
送到京津冀鲁等地区的任务，如大量接入张家口地区的风电容量，势必会减少蒙西电力的输送，同时受到系统调峰能力的约束，后续投产的风电将难以在京津唐电网消纳。
（四）系统调峰问题较为突出
目前，因系统调峰困难而造成风电运行受阻的现象，在西北、华北和东北区域都普遍存在，以东北地区较为典型。系统调峰困难的原因主要有几个方面：一是区域内电力负荷总体水平较低，峰谷差大，加大了电力系统调峰难度；二是调峰电源不足，华北、东北和西北地区火电比重较大，而且火电装机中热电联产机组在“三北”一些省区的比例过高，水电、抽蓄和燃气等调节能力好的电源比例低，电源调峰能力不足；三是“三北”地区风电发展迅猛，占系统总装机的比例已经达到较高水平，但是风电的间歇性、波动性、随机性的特点决定了风电的发电出力难以保持稳定，因而在相当程度上增大了系统调峰需求和调峰难度。
专栏5：系统调峰能力不足
◎东北电网受用电结构的影响，负荷特性较差，尤其是冬季最小负荷率偏低，峰谷差较大，调峰电源所占的比重过低。2011年东北电网的最大峰谷差达到1184.06万千瓦，抽水蓄能电站容量30万千瓦仅占总装机容量的0.3%，同时，水电受库容的限制，调峰能力也只有270 万千瓦。
火电调峰机组中，热电机组多以30万千瓦容量为主，在冬季实行“以热定电”，致使东北电网调峰能力明显不足。
◎蒙西电源结构以火电为主，火电约占总装机的75.7%，火电装机中的57.4%为供热机组。2012年一季度，蒙西供热机组（1640万千瓦）全部并网，非供热机组开机容量860万，全网调峰能力下降约250万千瓦，加上网内自备电厂不参与调峰等原因，全网高峰时段接纳风电能力200万千瓦，部分时期后半夜低谷风电接纳电力不足30万千瓦。
（五）促进风电消纳的市场和各类电源协调运行机制尚不健全一是市场机制问题。当前以发电计划电量为基础的电力运行管理模式下，电力系统内各类不同的发电资源，特别是火电机组因风电发电数量的增加而带来的利益冲突，无法通过合理的体制安排得以疏导；系统的调峰能力，无法通过辅助服务价格等市场手段实现最优配置；计划电量的刚性约束与风电发展的系统灵活性需求之间的矛盾无从化解；导致风电运行受阻现象越发严重。
二是各类电源协调运行机制问题。由于缺乏以市场配置资源的政策环境和管理手段，节能发电调度没有全面推行，发电资源间的竞争体现在计划指标的分配，难以合理评估对节能减排战略的贡献，以节能降耗、减排为指标的考核工作无法落实到位，风电等新能源的优势不能完全体现。
四、监管意见
（一）进一步加强风电电源、电网统一规划
根据能源发展总体规划，结合区域资源情况，综合考虑区域及省（区）电网消纳风电能力、负荷特性、电网及其他电源规划，制定统一的风电规划。风电规划阶段，坚持电网规划与风电发展规划相结合原则，高度重视配套电网规划和论证，保证风电送出和消纳；坚持集中开发与分布式发展相结合，在开发建设大型风电基地同时，积极建设中小型风电项目接入配电网就地消纳；积极开展电网调峰和风电消纳能力研究，通过规划抽水蓄能、燃气发电等调峰、调频电源，改善区域电源结构，促进风电与其他电源的协调发展，满足风电发电大规模并网运行的需要。
