三、方式与比较
（一）关于集中开发与分散开发的比较问题。
主张集中开发新能源的观点认为，中国北方土地辽阔，风能光能资源非常丰富，但电力负荷小，电网薄弱，不能按照欧洲那种“分散上网，就地消纳”的模式发展，只能是采用“大规模—高集中—远距离—高电压输送”的发输模式。
如果可以无条件地开发某地资源，上述观点无可非议。然而，开发资源必定要受到技术经济等方面诸多条件的制约，在一定发展阶段内，“丰富的资源”并不是都能够开发利用的。最基本的方法还是做技术经济综合比较，考虑上述新能源特性和科学道理，以寻求技术可行、经济合理的最佳模式和方式。我国在发展实践中已经收获到一些经验和教训，应该及时总结。
目前风电发展关键问题是电网消纳。北方风电集中开发地区大都遭遇较严重的弃风限电问题，东北一些地区冬季弃风限电比例已近50%，西北主要风场因数次脱网事故，目前限电竟高达70-80%。风能资源最好的一些地区，设备年利用小时数还不到1400。
当前在西部地广人稀、用电负荷很小的地区又掀起了集中大规模建设太阳能发电的热潮，其电力消纳同样遇到远送的问题，有的要输送700-800公里才到省负荷中心，而省内又无力全部消化，还要向东部输送……光伏发电年利用小时数仅1700左右，在荒漠地区开发比风电还“稀薄”的电能，同样需要为层层升高电压而配套新建一系列高压、超高压甚至特高压输变电装置，才能将昂贵的光电输送到上千公里甚至数千公里以外去使用。
在远离用电负荷中心的地区集中开发建设巨型风电场和光伏电站，优点是项目建设、管理的效率较高。如果经论证具备经济合理性，当然不失为一种高效率开发模式。应当说，开发模式涉及许多技术经济比较问题，实际上是对上述“能量块”与“能量膜”开发利用方式的区别和比较问题：
（1）为远距离输送风电光电，需要层层升高电压，配套新建从10千伏至750千伏之间各个电压等级全套输变电设施。以某风电场300万千瓦项目投资概算为例，风电本体投资225亿元，另配套送变电工程投资高达66.7亿元。而且这66.7亿元投资中尚未包括受端电网从750千伏至10千伏之间层层降压所需新增输变电投资。相比之下，以低电压分散接入系统的风电项目，新增输变电投资就少得多。
（2）风电设备发电年等效利用小时数约为2000多，光电更少，由此连带降低了输电系统效率。加之输送昂贵的风电光电，长距离线损和层层变损对输电经济性影响颇大，过网费进一步降低了经济竞争力。而就地消纳的新能源电力就没有这些成本。
（3）在最高电压等级的电网上注入随机波动的能量流，有点像在“主动脉系统”里随机地供应间歇性“血流”，对整个大系统，特别是受端电网安全稳定运行和电能质量带来较大负面影响。这个问题国外不存在，国内以往未曾遇到，没有经验。
（4）蒙西电网现有风电装机777万千瓦，其中82%的容量以220千伏电压等级接入系统，其余以110千伏接入。按此，蒙西风电集中程度已经超过美国，并因此出现一定的弃风现象，发电企业也时有抱怨。然而该网2011年10月15日却出现了全部日电量中风电电量占24%的纪录，达到世界先进水平。蒙西电网是地方企业，是个纯火电系统，加之冬季燃煤热电联产“硬负荷”比重甚大，除已建成的“点对网”煤电东送通道外，没有风电外送手段。蒙西地区能够在诸多困难条件下，发展风电取得如此成绩，是意味深长的。稍加分析可见，一方面地方政府对地方企业的管理具有“直接优势”，管理目标与发展风电目标一致，即：要的就是电量，“风电优先、煤电让路”的节能原则由此得以实现。相比蒙西，其他不少地区还在执行对各类发电机组“计划内、计划外发电量平均分配指标”、“计划内外电量价格差别” 等名目繁多的行政指令。这些“发电机会均等”的计划办法貌似公允，所起作用恰恰是保护化石能源而浪费新能源；另一方面，蒙西电网以220千伏电压等级为主消纳风电，对电网动态特性的不利影响远小于在500千伏最高电压等级配置风电，也是不容忽视的成功因素。尽管如此，220千伏电压对运行风电来说仍然偏高，蒙西地区电量比例超过20%的时段有限，平均不到10%，弃风数量增加和给电网运行带来的困难亦不容忽视。总体看，这样发展风电已趋于极限。
（5）值得一提的是，2010年有企业在蒙西达茂旗某个大的风电场附近做了个试验。在一座35千伏配电变电站墙外建设了4台1.5兆瓦风电机组，直接接入用电端。经过一段时间运行，结果令人振奋。这4台风机因无需建设场内送变电工程，造价比相邻风电场低1300元/千瓦，节省建设投资16%。风机日常出力与变电站平均负荷相当，发电量直接消纳，不用升压返送，直接替代了煤电供电量。特别是由于接入电压等级很低，对蒙西电力系统运行主要参数没有影响，从未出现“被弃风”情况，折算年发电利用小时数达2500左右。而在其不远处以220千伏电压接入高压系统的大风场，时有弃风限电，发电利用小时数明显低于试验机组。
（二）关于大规模集中并网的风电、光电远距离输送和消纳问题。
目前提出的解决措施主要是“风火打捆”，并配套建设大量抽水蓄能电站。有一点可以肯定：如果采取措施足够多，所有问题都能解决。只是要看这些措施在经济上是否合理可行。
用超高压、特高压输电线路单独输送风电，因只有2000多小时电量，经济性较差。“风火打捆远送”旨在提高输变电设施负荷率，从而改善输电经济性和电网运行安全性。然而这个做法毕竟史无前例，需要考虑一系列技术经济问题。一是风电的负荷率低，电力大而电量小，出力过程曲线呈陡峻的锯齿形状。为了提高输电负荷率和稳定性，若考虑用燃煤火电站作为调节电力和补充电量的手段，与风电“打捆输送”，则火电机组需要扮演“填空”的角色，逆向追随风电出力变化，深幅度变出力配合运行，否则就会大量弃风。那么超临界参数、超超临界参数燃煤发电机组，不可避免地要经常脱离最佳工况运行，增加煤耗。另外，在运行安全性方面能否满足长期、频繁、深幅、随机变出力运行方式要求；二是在一定输电容量空间中，火电机组因“填空”的运行方式，不但供电煤耗增加，而且年度内要减少2000多小时发电量，本身设备年利用小时数下降到3000左右，经济上能否被接受；三是若按照“2火1风”的比例，在距离中部、东部负荷中心数千公里之外建设数千万千瓦的火电站，不但要深入论证电力规划宏观布局，而且要考虑在荒漠戈壁地区长期运行如此大规模的火电站群，对消耗当地水资源的可行性和对生态环境影响的可接受性，都还有相当多工作要做。
至于抽水蓄能电站，经过多年实践，各方认识日益明朗。首先，从前面分析已经知道，根据当今世界科技水平，交流电力系统中电能尚不能商业化储存。这就是说，大规模储存电能尚不具备经济性。这个认识应当是讨论蓄能电站的基础；第二，蓄能电站是电力系统中最灵活、最昂贵的调节装置。一旦有了它，整个系统调节能力和安全稳定水平都提高一个层次；第三，蓄能电站具有调峰、填谷、系统紧急备用以及黑启动等多种功能，如果将其开发目标和运行方式定格为“调峰”一项，则不够全面。还应该指出，抽水蓄能电站蓄能和发电运行方式转变的时间尺度比风电功率变化的时间尺度大2-3个数量级，将其与风电“打捆”是很难行得通的。蓄能电站的开发目标是为整个系统服务，其建设决策应建立在整个电力系统对于这项投资边际效益的论证结果上。如果仅考虑为某个或某类发电站配套，则蓄能电站的开发目标成了“将二次能源转化为三次能源”，这个“综合发电设施”的千瓦投入徒增6000元之多、电量产出净减25%，经济上难有可行性。
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