三是风电项目两级管理、分散核准，电网项目统筹配套非常困难。
按照国家规定，5万千瓦及以上风电项目由国家核准，5万千瓦以下项目由地方核准。近几年地方发展风电的积极性很高，大量风电场划小为4.95万千瓦规模由地方核准，由不同业主分散建设。众多业主分别提出接入系统要求，项目分散面广、项目计划变化快，给电网企业统筹风电并网方案及安排送出工程带来巨大挑战。2010～2011年，由地方政府核准建设的4.95万千瓦及以下风电场占同期核准风电场规模90%以上。这就迫使电网企业呼吁在加强风电场与电网统一规划的原则下，更加积极主动地与风电场业主沟通协调。
为促进大风电融入大电网，需要在建设风电项目的同时，同步配套接入电网工程，并完善跨区电网建设。2006年以来，国家电网公司累计投资458亿元，建成风电并网线路2.53万千米，新（扩）建变电站420座。面对风电与电网规划前期不同步、建设工期不匹配等困难，国家电网公司积极跟踪风电项目进展，主动与风电业主协调配合，及时调整配套电网工程建设时序，超前开展前期工作，在设计力量、施工队伍、物资供应、资金落实等方面优先保障，倒排工期，积极创造条件，千方百计加快风电送出工程建设，尽最大努力满足了风电接入电网的需要。
“十二五”及中长期，为实现风电发展目标，促进风电与系统、风电与电网的协调发展，建议进一步做好风电开发、系统电源、输电通道、消纳市场的统一规划，统筹风电与电网建设，建立风电项目与并网工程协调规划、同步投产的有效机制。
记者：您认为应采取哪些措施，保证风电科学、有序、健康发展？
张运洲：风电具有随机性、间歇性的特点，客观上需要一定规模的灵活调节电源与之相匹配。受电源结构的制约，长期以来我国电力系统调峰能力不足。我国风电集中的“三北”地区电源结构单一，以火电为主，且供热机组比重大，燃油燃气及抽水蓄能等灵活调节电源不足2%，调峰能力有限，冬季调峰尤为困难。“三北”地区由于调峰容量不足，加上跨区跨省联网规模小，风电弃风问题较为严重，造成巨大的投资和资源浪费。从全国来看，目前风电占电源装机的比重只有5%左右，中东部地区调峰资源较为丰富，消纳风电的市场潜力未能充分发挥。
加大调峰电源建设力度对实现风电发展规划目标至关重要。为实现2015年及中长期风电发展目标，在提高现有机组的调峰能力的基础上，未来需要加快建设燃气发电、抽水蓄能等调峰电源，积极发展调峰性能好、高参数、大容量、高效率燃煤机组，并加快建设调节性能好的大型水电基地，以满足系统调峰需求、促进风电与调峰电源协调发展。
燃气发电可以促进风电规模化外送与高效消纳。由于风电的发电小时数比较低，长距离单独输送风电时，单位电量的输电费用比较高。为促进风电的规模化外送，在大型风电基地（送端地区）联合规划建设煤电基地和一定容量的燃气电站，既可以在一定程度上解决接入大规模风电后送端系统的调峰问题，也可以实现风火打捆输送、降低输电费用；在负荷中心（受端地区）建设一定规模的燃气电站，可以提高受端地区接纳风电的能力，促进风电高效消纳。研究表明，综合考虑天然气供给能力、天然气发电成本较高等因素，2020年我国调峰性能较好的燃气电站将达到7000万千瓦左右，主要布局在东中部负荷中心地区，其中华北、华中及华东电网燃气发电装机占全国的70%以上。
为促进风电与抽水蓄能协调发展，抽水蓄能电站的发展规模和布局要充分考虑站址资源的分布及各区域电力供应结构的特点。我国抽水蓄能站址资源丰富，全国抽水蓄能电站前期选址总量超过1.3亿千瓦。东中部地区是我国电力负荷中心，电力负荷峰谷差大，抽水蓄能站址资源较好，未来主要在基荷运行的核电建设规模大、大规模区外来电（如风电火电联合外送）的调节幅度也有限，因此应加大“三华”和南方电网覆盖地区抽水蓄能电站的建设力度；在东北和西北地区，为适应风电的大规模开发，也需要加快送端地区抽水蓄能站址的普查，对站址条件好、单位投资相对较低的抽水蓄能电站，应加快开发建设。研究表明，综合考虑调峰电源建设条件、系统的安全性和经济性，以及提高跨区输电效率等，2020年我国抽水蓄能电站将达到5000万千瓦以上，主要布局在“三华”电网和南方电网的受端负荷中心地区。
