風力發電工程只要資金到位，進展很快，一般項目核準后1—2年時間即可投產；而與其配套送出的輸變電工程由于戰線長，征地、環保、施工等各種手續繁雜，審批時間本來就滯后于風場，加上建設周期長，導致風電送出輸變電工程投產時間比風電場要晚的多。風電場在投產初期，電網接納條件不具備，發電會受到限制。如內蒙古赤峰地區的東山、孫家營、烏套海、五道溝風電場，因青山輸變電工程尚未建成，被迫限制發電。

　　據介紹，這些地方政府核準的風電項目，都沒有明確電能消納方向。電網公司只能按照“誰批復、誰消化”的原則，處理由此帶來的經濟問題。最突出的風電送出問題在蒙東地區。如：到2009年底，已核準風電項目超過400萬千瓦（含已投運項目），而蒙東地區經濟較為落后，自己消化能力有限，僅為200萬千瓦。大量需東北電網接納，按目前電網接納能力僅為230萬千瓦。

　　吉林電力有限公司總工程師馬明煥說，吉林風電發展也很快，但和全國其他地區一樣，風電場規劃和電網規劃脫節，風電開發基本沒有研究風電消納市場，也存在“發得出，送不出”現象。

　　粗略估算，目前全國有1/3的風電裝機并網項目處于空轉狀態。這些閑置的發電機組和發電能力，造成巨額投資閑置浪費。

　　魏昭峰給記者算了一筆賬：東北地區（含蒙東）現在在建和已并網的風電場，到2010年將超1200萬千瓦；風電機組單位造價約7000—8000元，按單位成本（1千瓦）7000元計算，就算是1000萬千瓦的裝機容量，至少需要700億元投資，這還是光建設風電場，不考慮輸變電設施。而目前，約有一半的發電能力閑置，也就是說，至少350億元投資在曬太陽，成為無效投資。

　　風電場建設存在諸多“先天不足”，給電網平穩運行帶來難題

　　“風電是清潔能源，但穩定性、可靠性、可控性差，對電網而言是劣質能源。”專家介紹，從東北地區看，一天當中，零點到凌晨4時風力最大；一年當中，冬季風力資源最豐富。而這恰恰是用電負荷低峰,具有反調峰性特點。

　　這就需要提高風電技術和預測系統。然而，東北電網已投運的所有風電場還處于一個很低的技術水平。絕大多數風電場甚至處于沒有風電功率預測、沒有風電出力自動控制的“兩無”狀態。而這些技術手段，是風電入網的必備條件。

　　據介紹，很多風電場業主為了搶時間，縮短建設周期，甚至在電網公司審查風電項目之前，就已將風電設備招標完畢，無法滿足電網公司對風電設備的技術運行要求。“風力預測、調控系統等輔助設施，粗略估計，造價要占總成本的20%。由于沒有技術標準和要求，所以開發商拼命降低成本，能省則省，造價越低越好，能發電就行。”

　　到去年底，東北電網區域內風電容量占電網運行容量的比例超過15％，占電網低谷負荷容量的比例超過25％。“風電比重過高，就有調峰問題。一般來說，用電高峰期，風電反而少。風電自身的這個特點決定，必須依靠水電調峰。而目前，東北電網水電僅660萬千瓦，裝機容量不大。”東北電網調度中心專家邵廣惠介紹。東北電網火電機組約占85％，且約40％火電機組供熱，供熱機組比例全國最高；雖然風電是最優先上網，但供熱機組關系冬季供熱，也不能停；供熱機組逐年增加，也加大了電網調峰難度。

　　近年來，風電投產容量快速增加，但社會用電量增長則較為緩慢，遠落后于電源增長。今年前10個月，東北電網用電大戶遼寧，全社會用電量僅增長1.3%,電網低谷期間電源負荷平衡矛盾十分突出。從2007年以來開始出現低谷期間電網被迫減發風電的局面，隨著風電的迅猛發展，這一問題將會更加突出。