◎張家口地區，2011 年風電的輸出能力最大為210 萬千瓦左右，考慮風電場部分棄風，最大同時出力按70%考慮，張北地區現有電網只能解決300萬千瓦風電送出問題。由于張北地區的兩個變電站———沽源和萬全均為蒙西“西電東送”通道上的變電站，承擔著將蒙西電力輸
　　送到京津冀魯等地區的任務，如大量接入張家口地區的風電容量，勢必會減少蒙西電力的輸送，同時受到系統調峰能力的約束，后續投產的風電將難以在京津唐電網消納。

　　（四）系統調峰問題較為突出
　　目前，因系統調峰困難而造成風電運行受阻的現象，在西北、華北和東北區域都普遍存在，以東北地區較為典型。系統調峰困難的原因主要有幾個方面：一是區域內電力負荷總體水平較低，峰谷差大，加大了電力系統調峰難度；二是調峰電源不足，華北、東北和西北地區火電比重較大，而且火電裝機中熱電聯產機組在“三北”一些省區的比例過高，水電、抽蓄和燃氣等調節能力好的電源比例低，電源調峰能力不足；三是“三北”地區風電發展迅猛，占系統總裝機的比例已經達到較高水平，但是風電的間歇性、波動性、隨機性的特點決定了風電的發電出力難以保持穩定，因而在相當程度上增大了系統調峰需求和調峰難度。
　　專欄5：系統調峰能力不足
　　◎東北電網受用電結構的影響，負荷特性較差，尤其是冬季最小負荷率偏低，峰谷差較大，調峰電源所占的比重過低。2011年東北電網的最大峰谷差達到1184.06萬千瓦，抽水蓄能電站容量30萬千瓦僅占總裝機容量的0.3%，同時，水電受庫容的限制，調峰能力也只有270 萬千瓦。
火電調峰機組中，熱電機組多以30萬千瓦容量為主，在冬季實行“以熱定電”，致使東北電網調峰能力明顯不足。
　　◎蒙西電源結構以火電為主，火電約占總裝機的75.7%，火電裝機中的57.4%為供熱機組。2012年一季度，蒙西供熱機組（1640萬千瓦）全部并網，非供熱機組開機容量860萬，全網調峰能力下降約250萬千瓦，加上網內自備電廠不參與調峰等原因，全網高峰時段接納風電能力200萬千瓦，部分時期后半夜低谷風電接納電力不足30萬千瓦。
　　（五）促進風電消納的市場和各類電源協調運行機制尚不健全一是市場機制問題。當前以發電計劃電量為基礎的電力運行管理模式下，電力系統內各類不同的發電資源，特別是火電機組因風電發電數量的增加而帶來的利益沖突，無法通過合理的體制安排得以疏導；系統的調峰能力，無法通過輔助服務價格等市場手段實現最優配置；計劃電量的剛性約束與風電發展的系統靈活性需求之間的矛盾無從化解；導致風電運行受阻現象越發嚴重。
   二是各類電源協調運行機制問題。由于缺乏以市場配置資源的政策環境和管理手段，節能發電調度沒有全面推行，發電資源間的競爭體現在計劃指標的分配，難以合理評估對節能減排戰略的貢獻，以節能降耗、減排為指標的考核工作無法落實到位，風電等新能源的優勢不能完全體現。
    四、監管意見
　　（一）進一步加強風電電源、電網統一規劃
　　根據能源發展總體規劃，結合區域資源情況，綜合考慮區域及省（區）電網消納風電能力、負荷特性、電網及其他電源規劃，制定統一的風電規劃。風電規劃階段，堅持電網規劃與風電發展規劃相結合原則，高度重視配套電網規劃和論證，保證風電送出和消納；堅持集中開發與分布式發展相結合，在開發建設大型風電基地同時，積極建設中小型風電項目接入配電網就地消納；積極開展電網調峰和風電消納能力研究，通過規劃抽水蓄能、燃氣發電等調峰、調頻電源，改善區域電源結構，促進風電與其他電源的協調發展，滿足風電發電大規模并網運行的需要。