截至2013年9月底，国家电网并网风电装机6426万千瓦，同比增加21.5%。2006年―2012年装机年均增长76%，发电量年均增长85%。蒙东、蒙西、甘肃、冀北4个地区电发电量占用电量比例分别达到28%、12%、9%、8%，与西班牙、德国等国基本相当，达到国际一流水平。我国用5年半时间走过了欧美15年的风电发展历程，成为世界第一风电大国，国家电网成为全球接入风电规模最大、发电增长速最快的电网。

2013年，风电利用形势总体较好。一是风电并网装机容量总体保持平稳增长。1-9月份，风电并网装机容量保持平增长，国家电网调度范围内风电新增容量790万千瓦。二是风电发电量增速高于风电并网容量增速。国家电网调度范内风电发电量931亿千瓦时，同比增长37%，较风电并网容量增速高16个百分点。三是风电利用小时数同比增加。于风况较好、局部电网加强、持续开展风电优化调度等原因，1-9月，国家电网公司调度范围内风电累计利用小时数514小时，同比增加130小时。四是风电运行指标创新高。蒙西、蒙东、吉林、甘肃、冀北地区的风电发电量占用电量比例、风电瞬时出力占负荷比例等风电运行指标创历史新高，与国际先进水平相当。

面对风电并网装机的快速发展，国家电网公司采取各种措施，积极促进风电消纳，推动清洁能源发展。

一是加快电网建设，提高风电外送能力。建成投产新疆西北主网联网750千伏第二通道工程，酒泉风电消纳能力从260万千瓦提高到420万千瓦；加快建设哈密―郑州±800千伏直流工程，年底投运后新增风电送出能力800万千瓦；加快甘肃酒泉风电二期输电工程前期工作，6月甘肃酒泉风电二期配套330千伏送出工程获得核准，9月酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工程取得路条，建成后新增风电送出能力800万千瓦；加快建设今年刚刚核准的康保、尚义、张北500千伏输变电工程，2014年建成投运后张家口风电出能力将达到390万千瓦；开工建设高岭―天马第三回线路工程，为东北风电外送华北消纳创造条件。

二是加强风电优先调度，采用灵活技术手段，最大程度发挥电网输送能力。坚持以风电为中心，统筹安排火电、水机组配合风电运行，东北、华北电网实时监测供热机组运行情况，最大限度挖掘火电调峰能力； 配合风电消纳，跨省调用富裕调峰资源，今年以来东北地区实时调整联络线计划达400余次，多省互济消纳风电，全网共因此增加风电上网电量约6亿千瓦时左右；开展风电水电联合调度，西北地区发挥水电比重大的优势，开展梯级水电、风电联合优化调度，提升了河西地区风电消纳水平，增发风电电量约5亿千瓦时；安装自动控制装置提升电网自动化水平，在东北、西北地区为消纳风电安装多套自动控制装置，在保障风电安全运行的同时， 提高风电外送能力400万千瓦。

三是挖掘系统调峰能力，推动风电供暖和电能替代，多措并举服务风电发展。充分发挥抽水蓄能电站作用服务风电消纳，及时开启蒲石河等抽水蓄能电站抽水运行，充分发挥蓄机组调峰能力，今年以来，为配合风电消纳和电网调峰，东北蒲石河抽蓄电站共计启停机组台次1300余次，抽水电量15亿千瓦时； 积极支持风电清洁供暖工作，提高风电消纳水平，深入研究各项落实措施，研究提升局部地区风电当地消纳能力的可行途径，为风电消纳扩宽当地市场；在经营区域全面启动电能替代工作，倡导“以电代煤、 以电代油、电从远方来”的能源消费新模式，在电力生产环节全力服务新能源发电并网，努力为风电等新能源提供更大消纳空间。

按照国家风电发展规划，2015年我国风电规模将达到1亿千瓦、2020年达到2亿千瓦，80%以上集中在“三北”地区。从局部看，“三北”风电比重已达到2 0%的较高水平，但从全国看，目前风电占电源装机的比重只有6%，中东部地区调峰资源较为丰富，消纳风电的市场潜力未充分发挥。目前的关键问题是大区之间的联系还较薄弱，还没有形成全国统一的大市场和与之相适应的全国联网能力。―固家电网将按照“建设大基地、融入大电网”的发展思路，加强统一规划，完善配套政策，加快特高压跨区输电通道和调峰电源建设，扩大风电消纳市场，确保实现我国风电发展目标。

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