上世紀60年代到80年代，歐洲成立了專門的機構負責跨國聯網的規(guī)劃和運行協調。在此期間，歐洲的跨國聯網發(fā)展迅速，跨國電力交易逐步擴大，大電網的送電效益和聯網效益凸顯。90年代后期，歐洲電力市場化改革風起云涌，放松管制波及電網規(guī)劃領域，歐盟不太關注電網的統籌發(fā)展問題。如今，歐盟重新重視跨國互聯電網的整體規(guī)劃，意識到大電網統一規(guī)劃的重要性，可再生能源的大規(guī)模發(fā)展和消納必須依賴跨國電網輸送和更大范圍電源結構的互補加以解決。
 

　　過去，歐洲風電開發(fā)給人的印象是作為分布式能源、就近接入低壓配電網，我國也一直按照這樣的模式宣傳歐洲風電發(fā)展的經驗。實際上，歐盟為了實現2020年可再生能源發(fā)電政策目標，選擇了大規(guī)模開發(fā)海上風電。海上風電相對穩(wěn)定，年利用小時數可達3000左右，這些電源一般需要升壓匯集通過400千伏或230千伏主干輸電通道進行輸送和跨國消納。因此，未來歐盟風電開發(fā)模式屬于集中與分散相結合的模式。
 

　　總結歐洲風電發(fā)展經驗，不難發(fā)現：首先，歐洲電網為大規(guī)模接納風電等可再生能源作好了準備。已經在規(guī)劃、標準、風功率預測和并網運行、經濟激勵等方面形成了一整套行之有效的制度體系，建設智能電網的目標也比較明確。政府制定的規(guī)則考慮比較周全，兼顧各方面利益，風電開發(fā)商、電網運營商、電網公司和消費者比較協調，也清楚應對氣候變化的政策目標，沒有出現風電無序發(fā)展的現象。
 

　　其次，歐洲社會充分知曉大規(guī)模發(fā)展可再生能源須付出電價上漲的代價。歐洲電力需求趨于飽和，裝機有一定富余，發(fā)電機組年均利用小時數只有4100小時，發(fā)展可再生能源的目的是調結構，即用風能等置換化石燃料產生的電能，這必然帶來成本上升，zui終要轉嫁給消費者，同時擁有常規(guī)火電的發(fā)電商都將面臨火電利用小時數下降的問題，還要解決調峰調頻、電壓控制等技術問題及不同利益主體間補償機制問題。對此，各方面均有共識。
 

　　我國電力發(fā)展面臨著保增長和調結構的雙重壓力。集中開發(fā)風電，需要實現跨區(qū)輸送和消納，才能達到預期規(guī)模。應著重解決好以下問題：
 

　　*，電源結構和布局如何適應大規(guī)模風電注入問題。由于風電出力的不可控性，我國煤電裝機比重又近75%，未來新增電源必須為風電大規(guī)模接納做好調節(jié)準備。目前看來，在受端電網增加一定容量的抽水蓄能電站是經濟可行的辦法。
 

　　第二，如何提高風電輸送通道的利用效率問題。比如甘肅風電場，采用特高壓直流向華中送電，距離2000千米以上，輸電容量按風電裝機60%~70%設計，在單獨送風電的情況下，通道的利用小時數只有2000多小時，經測算，到網電價接近0.8元每千瓦時；如果采用網對網送電模式，在基本保證風電電量送入電網的同時，又搭載送端富余煤電的電量，使輸電通道的利用小時數提高到6000小時左右，到網的綜合電價降至0.45元每千瓦時，送電的經濟性會大幅提高，不失為一舉兩得的方案。
 

　　第三，解決好可再生能源大規(guī)模發(fā)展所帶來的電價上漲問題。風電大規(guī)模開發(fā)，必然帶來全社會電力供應成本的上升，一方面是風電本身成本高于煤電；另一方面，風電由于出力的不可控性，其容量效益大打折扣，為滿足zui高負荷需求的裝機規(guī)模并沒有隨風電增加的容量而明顯減少。所以，全社會應當達成這樣的共識，大規(guī)模發(fā)展可再生能源，需要電力消費者承受合理上漲的電價水平。政府有責任向公眾傳遞這樣的信息。