歐洲風電開發(fā)給人的印象是作為分布式能源、就近接入低壓配電網(wǎng)。然而90年代后期，歐洲電力市場化改革風起云涌，放松管制波及電網(wǎng)規(guī)劃領域，歐盟不太關注電網(wǎng)的統(tǒng)籌發(fā)展問題。如今，歐盟重新重視跨國互聯(lián)電網(wǎng)的整體規(guī)劃，意識到大電網(wǎng)統(tǒng)一規(guī)劃的重要性，可再生能源的大規(guī)模發(fā)展和消納必須依賴跨國電網(wǎng)輸送和更大范圍電源結構的互補加以解決。實際上，歐盟為了實現(xiàn)2020年可再生能源發(fā)電政策目標，選擇了大規(guī)模開發(fā)海上風電。海上風電相對穩(wěn)定，年利用小時數(shù)可達3000左右，這些電源一般需要升壓匯集通過400千伏或230千伏主干輸電通道進行輸送和跨國消納。因此，未來歐盟風電開發(fā)模式屬于集中與分散相結合的模式。
總結歐洲風電發(fā)展經驗，首先，歐洲電網(wǎng)為大規(guī)模接納風電等可再生能源作好了準備。已經在規(guī)劃、標準、風功率預測和并網(wǎng)運行、經濟激勵等方面形成了一整套行之有效的制度體系，建設智能電網(wǎng)的目標也比較明確。政府制定的規(guī)則考慮比較周全，兼顧各方面利益，風電開發(fā)商、電網(wǎng)運營商、電網(wǎng)公司和消費者比較協(xié)調，也清楚應對氣候變化的政策目標，沒有出現(xiàn)風電無序發(fā)展的現(xiàn)象。
其次，歐洲社會充分知曉大規(guī)模發(fā)展可再生能源須付出電價上漲的代價。歐洲電力需求趨于飽和，裝機有一定富余，發(fā)電機組年均利用小時數(shù)只有4100小時，發(fā)展可再生能源的目的是調結構，即用風能等置換化石燃料產生的電能，這必然帶來成本上升，最終要轉嫁給消費者，同時擁有常規(guī)火電的發(fā)電商都將面臨火電利用小時數(shù)下降的問題，還要解決調峰調頻、電壓控制等技術問題及不同利益主體間補償機制問題。對此，各方面均有共識。
我國電力發(fā)展面臨著保增長和調結構的雙重壓力。集中開發(fā)風電，需要實現(xiàn)跨區(qū)輸送和消納，才能達到預期規(guī)模。應著重解決好以下問題：
第一，電源結構和布局如何適應大規(guī)模風電注入問題。由于風電出力的不可控性，我國煤電裝機比重又近75%，未來新增電源必須為風電大規(guī)模接納做好調節(jié)準備。目前看來，在受端電網(wǎng)增加一定容量的抽水蓄能電站是經濟可行的辦法。
第二，如何提高風電輸送通道的利用效率問題。比如甘肅風電場，采用特高壓直流向華中送電，距離2000千米以上，輸電容量按風電裝機60%~70%設計，在單獨送風電的情況下，通道的利用小時數(shù)只有2000多小時，經測算，到網(wǎng)電價接近0.8元每千瓦時；如果采用網(wǎng)對網(wǎng)送電模式，在基本保證風電電量送入電網(wǎng)的同時，又搭載送端富余煤電的電量，使輸電通道的利用小時數(shù)提高到6000小時左右，到網(wǎng)的綜合電價降至0.45元每千瓦時，送電的經濟性會大幅提高，不失為一舉兩得的方案。
第三，解決好可再生能源大規(guī)模發(fā)展所帶來的電價上漲問題。風電大規(guī)模開發(fā)，必然帶來全社會電力供應成本的上升，一方面是風電本身成本高于煤電；另一方面，風電由于出力的不可控性，其容量效益大打折扣，為滿足最高負荷需求的裝機規(guī)模并沒有隨風電增加的容量而明顯減少。所以，全社會應當達成這樣的共識，大規(guī)模發(fā)展可再生能源，需要電力消費者承受合理上漲的電價水平。政府有責任向公眾傳遞這樣的信息。<
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