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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。
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。
