仅仅数月之前，充斥媒体的还是诸如再造一个风电“陆上三峡”之类的豪言壮语，但在8月底高层表态称风电等新兴产业出现重复建设倾向之后，一夜之间各式版本的担忧便纷纷冒了出来，称新能源产业“虚热”者有之，称中国风电行业将被“拖垮”者有之。其实，风电产能过剩仅仅是表面现象，真正的深层次原因是电源结构的不尽合理和电网建设的相对滞后。只要多方面下手解决风电大规模并网问题，风电在我国的发展空间是巨大的，当前风电产业的发展正处于突破并网瓶颈的转折关头。
狂飙突进带来“消化不良”
得天独厚的广袤国土，决定了中国必然是一个风资源大国。中国的风能资源分布广泛，其中较为丰富的地区主要集中在东南沿海及附近岛屿以及北部（东北、华北、西北）地区，内陆也有个别风能丰富点。此外，近海风能资源也非常丰富。我国陆地10米高度风能经济可开发量为2.53亿千瓦，近海资源估计比陆地上大3倍，10米高度风能经济可开发量约为7.5亿千瓦，50米高度约为15亿千瓦。
近年来，我国大力发展风能发电。2005年，中国还只有50万千瓦的风电装机容量，但在当年《可再生能源法》实施之后，风电产业连续4年实现新增装机容量翻番，2008年中国风电装机1221万千瓦，已成为亚洲第一、世界第四的风电大国，仅排在美国、德国、西班牙之后。
目前，国家能源局已初步决定将2020年风电装机容量规划提升到1.5亿千瓦，风电市场有近百倍的巨大发展空间。而在利润率方面，2007年国内最大的风机制造企业——金风科技整机的毛利率达到了29%；并且，国家财政部2008年8月出台政策，对风电整机及关键零部件制造企业按600元/千瓦予以补助。
种种利好刺激之下，中国风机企业从2004年的6家猛增至现在的70多家，企业数量增长10倍以上；风电的装机容量也从2002年前的46.8万千瓦，迅速发展到2008年底的1200万千瓦，7年足足增长了25倍。
但是，在竞相上马风电项目的背后，却是微不足道的经济效益，风电产业陷入产能过剩的尴尬境遇。
截至2008年底，风电装机容量只占到全国电力总装机容量的1.13%，而发电量更是只占区区0.37%。同时，内蒙古约有三分之一的风电并网项目处于闲置状态；甘肃酒泉已经投运的46万千瓦风电装机最大发电出力只能达到65%左右。
国内风电产业面临的主要问题主要集中在产能过剩、成本过高、机组质量和电网模式制约等方面。2008年，国内仅仅是前四家厂商（金风、华锐、东气和上气）的产能就达到1200万千瓦；而2009年全国新增装机容量大概为800-900万千瓦，2010年可能是1000万千瓦或更多一些。市场短期内确实无法消化设备商的庞大产能。
而且，国内风电没有形成国外的“先有需求再建项目”和“当地生产、就地消纳”的产业模式，在此情况下，如果再急于上马新的项目，势必造成资源浪费，也不利于市场的有序发展。
产能过剩深层次原因
产能过剩仅仅是表面现象。中国风能资源丰富的地区大都缺少水电和火电，线网建设程度低，这就造成了2008年中国1215.3万千瓦的风电装机容量只有894万千瓦并网发电的尴尬局面。目前，很多风电场实际等效满负荷利用小时数低于设计值，全国平均的容量系数约为0.2。而国际平均水平在0.25-0.3之间。容量系数低，从单位投资来看，经济性较差。
造成这种现象的真正的深层次原因是电源结构的不尽合理和电网建设的相对滞后。
风电出力的不稳定性，使得现有运行中的火电机组被迫大幅度参与系统调频工作，而火电机组调节速度较慢，难以完全适应风电的大幅度快速变化。随着风电的快速增长，风电突变幅度将继续增大，这将对电网频率质量造成较大影响。要解决这一问题，就需要新建大量调峰电源。根据国家电网公司测算，每并网100万千瓦风电，必须有80万千瓦以上的燃气机组或抽水蓄能电站为其调峰配套。
风电的快速发展超出了电网建设的速度，造成电网建设的相对滞后。我国风电并网采用的是“大规模——高集中——高电压——远距离输送”的模式，与欧洲的“分散上网、就地消纳”的方式不同。目前我国的风电建设多在偏远地区，发展风电之前，当地经济落后，电网负荷小，不能满足大规模风电接入的要求。
在这两个问题中，电网建设相对滞后的问题更容易解决。只要做好电网规划工作，尤其是规划要略微超出风电的建设强度，同时按照风电的出力特性建设配套的电网，增加风电的消纳能力，这样就能够解决风电上网目前面临的问题。当然，这需要国家像对待新能源产业一样提供必要的财政支持。
电源结构不尽合理的问题不太容易解决，要想上风电，加大调峰能力才是关键。尽管随着高耗能的减少，电网峰谷差下降，电网的调峰需求会有所降低，但我国天然气资源不丰富，没有太多资源可供发电，燃气机组建设受到制约，而抽水蓄能电站受到地理环境的限制，且建设的成本大、周期长，远水解不了近渴。同时，即使电网满足了大规模风电接入的要求，如果电源结构不尽合理的问题得不到调整，风电并网以后被限负荷的问题依然存在，风电经济性差的问题依然不能得到完全解决。
从更长远的眼光来看，建设智能电网，推广柔性交流输电技术，在传统电网的基础上，通过更加智能化的手段和工具，使电网根据风电出力的状态进行自我适应来防止故障，从而实现电网的最优控制，也是未来解决风电上网的有效手段之一。
大规模并网实现路径
首先，我国现有的电源结构必须得到优化，以满足风电调峰需求。一方面，需要调整电源结构，提高水、油、气电的比例；另一方面，需要加大抽水蓄能电站的规模，研发新型储能技术。水资源欠缺地区需配套建设火电，同时适当扩大调峰范围，提高系统调峰能力。而对于某些火电比例较高，负荷峰谷差较大的地区，若风电装机容量过大，应适当考虑风电参与调峰。系统调峰能力的提高，有利于风电的发展。
其次，应当统筹规划电网布局，以扩大风电消纳范围。远期来看，我国华北、华中、华东电网将形成以交流特高压为骨干网架的同步电网（三华电网），西北电网和东北电网将通过直流输电系统与三华电网相联。新疆哈密、甘肃酒泉地区的风电基地在当地区域电网消纳困难，需要通过直流输电系统送电至三华电网负荷中心，在更大范围内消纳。因而，电网布局上应考虑大规模风电接入电网的需求，统筹规划。
第三，中国风电发展模式应当是大风电和分布式相结合、共同发展。福建、山东、广东做的就是分布式风电，在风电基地发展高能耗的产业以就地消化，效果最佳。但我国很多风资源丰富的地区同时也缺水，自然环境恶劣，并不适于人类居住，更不适合发展重工业，从经济性上考虑，风电输送出来更合适。因此，因地制宜，大风电和分布式相结合、共同发展，符合我国的实际情况。
第四，采用新技术提高风电接入电网能力。为提高风电外送能力，改善风电并网电能质量，应积极采用先进技术。利用动态无功补偿设备，可以提高风电场无功补偿及电压调节能力，改善电能质量；串补/可控串补技术用于缩短输电系统电气距离，提高安全稳定水平；可控高抗技术用于稳态调节系统电压，使风电外送通道有功功率波动时保持电压水平；开关辅助设备可用于解决低压无功补偿设备频繁投切引起的开关寿命降低问题。此外，应积极开发并推广风功率预测技术，为风电接入电网运行控制提供参考。
第五，提高风电机组性能，对系统产生支撑作用。实现整个风电场有功出力的连续快速调整，需要对风机现有的控制系统（包括后台监控系统）进行改造，除了风速等已有因素外还需增加其他约束条件，会使风机控制系统变得更加复杂，同时还必须确保风机的可靠运行，对风机厂家的技术实力是一个不小的挑战。无功功率的控制同样也存在着如何把整个风电场作为一个整体进行考虑的问题，新的接入规定明确要求风电场“能够自动快速调整无功总功率”。
最后，需要制定标准体系以规范风电接入电网。当前我国风电设备制造业无序发展，鱼龙混杂，导致产品质量难以保证，风电机组性能不能满足《风电场接入电网技术规定》要求，大规模风电并网运行对电力系统安全稳定运行带来隐患。为满足大规模风电接入电网的需要，必须完善《风电场接入电力系统技术规定》，制定风电场接入电网运行控制的技术和管理规定等，建立风电接入电网的标准体系，规范风电并网运行，保证风电健康有序发展。
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