近日，国家电网公司副总经理曹志安表示，国网已制定出十项举措促进风电等清洁能源发电的快速发展，实现绿色供电目标。
据悉，这十项措施中力度最大的为解决风电并网消纳问题，其中，排在首位并被国家电网寄予厚望的是“加快建设坚强智能电网、全面提升电网大范围消纳风电能力”。说白了，就是建设国网力推8年之久的交流特高压电网工程。这层意思在国网公司外联部主任尹积军的一席话中可以看出端倪，他在发表国家电网《公司的价值》白皮书时说：“以风电为例，如果仅限省内消纳，2020年全国可消纳风电规模仅为9000万千瓦左右，而通过建设特高压电网和跨区跨省消纳，则可提升消纳风电规模约一倍，达1.6万亿千瓦以上。”
其实，不只是《公司的价值》白皮书，在2010年发布的《国家电网公司绿色发展白皮书》和2011年发布的《国家电网公司促进风电发展白皮书》中，国家电网均把建设交流特高压电网作为解决风电并网问题的首选，其解决方法可以用一句话概括：“把我国风电基地的风电通过特高压电网送到‘三华地区’(华北、华东、华东)”。但是，这是解决我国风电并网问题的上策吗?
笔者以为，交流特高压电网是一种可以深入研究论证的路径，但并非解决风电并网的上策。
第一，交流特高压电网只是在风电传输方面给出一种解决方法，而并未涉及到风电并网的本质问题
“制约我国风电并网及消纳的本质原因是电力市场的约束。”国家能源局新能源和可再生能源司司长王骏、副司长史立山、梁志鹏都多次以多种方式表达了这层意思。
王骏在其《新能源发展探析》一文中的论述最为深入：“电网企业只有在‘只负责传输电力，不参与买卖电力’的条件下，用电户与发电企业之间才有可能建立起电力市场，才有可能形成千家万户建设、使用新能源，大规模、高效替代化石能源的局面。这个体制设计正是中央和国务院十年前下发的电力行业市场化改革方案核心内容，在国务院2003年批准的电价改革方案中都有表达。但令人遗憾的是，我国随后的电价市场化改革停滞。”
而交流特高压电网解决风电并网的关注点在传输，即把风电基地的风电传输到用电需求最大的“三华地区”，并未涉及到电力市场这个核心问题，退一步讲，即使能够治标，也不能治本。
我国蒙西地区风电集中程度已经超过美国，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。这从实践说明了，风电输送并非风电并网及消纳问题的主要矛盾。
第二，与风电分散接入电网和用高压、超高压输电线相比，用特高压送风电的经济性较差
按照国家电网的说法，特高压电网的建设费用初步预算5000-6000亿元，总投资将超过万亿，这是有史以来，电网的最大一笔投资，需要深入研究论证。
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我们做一下比较，如果按照国外发达国家发展风电的思路，把风电分散接入电网，则不用建设为风电外送所需的输电线路，相比之下，是一种投资最少、消纳最好的方法。庆幸的是，这种方法已经进入国家能源局的视线，其初步设想是，把风机单独接入有条件的变电站，如果成行，其规模将远远超越“风电三峡”。据统计，仅甘肃省10千伏变电站就有12万座!在内蒙古某地的四台风机接入变电站试验工程取得了成功。
相比之下，用特高压传输年利用小时数不足2000小时(火电年利用小时数可达5000小时以上)的风电，不仅需要建设大量配套输变电设施，而且不得不把风电层层升压，经过上千公里后，再层层降压，为此将耗费大量资金，经济上说不过去。
况且，如果非要用输电线把风电外送至我国经济发达地区，则新建高压、超高压以及直流特高压输电线是一种比交流特高压投资少得多的选择，并且外送电量足以和特高压媲美。
我们不用说高压、超高压，就以投资第二大的直流特高压与交流特高压做比较。
我国首条交流特高压晋东南-荆门工程验收组专家曾德文给记者出具了经济性分析结果：加上配套工程，晋东南-荆门线路总投资60.4亿元，输送单位千瓦电力至单位千米距离的投资高达4.7元/千瓦·千米，而且输电距离只有645千米。国家电网公司提出“能源基地与负荷中心的距离一般都在1000-3000公里甚至更远”，参照有关后续工程的前期研究成果，如果用交流特高压实现实际意义上的远距离(1000-2000千米及以上)、大容量(400-500万千瓦及以上)输电，其输送单位千瓦电力至单位千米距离的投资指标还将要在试验工程基础上成倍地增加，这与“直流远距离输电”的投资经济效果是无法比拟的。比如，向家坝至上海±800千伏特高压直流输电工程送电640-720万千瓦、距离1907千米、投资232.74亿元，输送单位千瓦电力至单位千米距离的投资仅1.9-1.7元/千瓦·千米。
可见，国家电网的交流特高压电网在经济性上并不具有优势。
第三，世界上没有用交流特高压电网解决风电并网的先例
国外风电发展较好的国家，并未建设也不打算建设坚强智能电网，他们的主要经验可以概括为：用电户可以投资风电光电，自建自发自用，调度机构优先调度，富余电量可向电力市场出售，供电不足则由大系统补给。按照王骏的结论，如此开发模式，优点显而易见：一是电力就地消纳，基本不弃风不弃光，电量得到充分利用;二是不用远距离送电，故不用配套新建大量高压、超高压输变电设施，节省大量投资并减少大量输电损耗;三是电源分散，故接入系统电压等级很低，好比在“毛细血管系统”里运行，出力不稳定的新能源电力对涉及主系统安全和电能质量的电压和频率等重要参数指标影响甚微。
即使像风电集中度相对较高的美国和西班牙，风电输送也只是通过高压输电线(500千伏、330千伏甚至更低的电压等级)。对于交流特高压输电手段，日本、俄罗斯、美国早已明确表示“不会采用”，我国的第二大电网南方电网，经过研究论证也宣布“不会采用交流特高压”输电手段。
第四，解决风电并网及消纳并非特高压电网的主要功能。
起初，发展交流特高压电网并没有考虑风电的发展，国家电网提出的“一特四大”(是指发展特高压电网，以促进大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地的集约化开发，加快空中能源通道建设，形成大规模‘西电东送’、‘北电南送’的能源配置格局。)中，大型可再生能源基地的开发是后来加进去的，特高压电网的主要功能是打破我国既有的分区、分层电网模式，从而形成三华联网或者全国大联网，削弱六大区域电网的实际控制能力，这从近期区域的电网名称的变动可以看出端倪，如华北电网变名为华北分部，有专家称之为“削藩”不无道理。
可见，特高压电网解决风电并网及消纳问题不是国家电网最关心的方面。
综上，在解决风电并网及消纳问题，应首先解决制约风电发展的体制机制问题，建立电力市场机制，并高度重视国家对于建设项目“技术可行和经济合理”的基本要求，建立并完善公开、公平、公正的竞争和比较机制。