（4）蒙西電網現有風電裝機777萬千瓦，其中82%的容量以220千伏電壓等級接入系統，其余以110千伏接入。按此，蒙西風電集中程度已經超過美國，并因此出現一定的棄風現象，發電企業也時有抱怨。然而該網2011年10月15日卻出現了全部日電量中風電電量占24%的紀錄，達到世界先進水平。蒙西電網是地方企業，是個純火電系統，加之冬季燃煤熱電聯產“硬負荷”比重甚大，除已建成的“點對網”煤電東送通道外，沒有風電外送手段。蒙西地區能夠在諸多困難條件下，發展風電取得如此成績，是意味深長的。稍加分析可見，一方面地方政府對地方企業的管理具有“直接優勢”，管理目標與發展風電目標一致，即：要的就是電量，“風電優先、煤電讓路”的節能原則由此得以實現。相比蒙西，其他不少地區還在執行對各類發電機組“計劃內、計劃外發電量平均分配指標”、“計劃內外電量價格差別” 等名目繁多的行政指令。這些“發電機會均等”的計劃辦法貌似公允，所起作用恰恰是保護化石能源而浪費新能源；另一方面，蒙西電網以220千伏電壓等級為主消納風電，對電網動態特性的不利影響遠小于在500千伏最高電壓等級配置風電，也是不容忽視的成功因素。盡管如此，220千伏電壓對運行風電來說仍然偏高，蒙西地區電量比例超過20%的時段有限，平均不到10%，棄風數量增加和給電網運行帶來的困難亦不容忽視。總體看，這樣發展風電已趨于極限。
　　（5）值得一提的是，2010年有企業在蒙西達茂旗某個大的風電場附近做了個試驗。在一座35千伏配電變電站墻外建設了4臺1.5兆瓦風電機組，直接接入用電端。經過一段時間運行，結果令人振奮。這4臺風機因無需建設場內送變電工程，造價比相鄰風電場低1300元/千瓦，節省建設投資16%。風機日常出力與變電站平均負荷相當，發電量直接消納，不用升壓返送，直接替代了煤電供電量。特別是由于接入電壓等級很低，對蒙西電力系統運行主要參數沒有影響，從未出現“被棄風”情況，折算年發電利用小時數達2500左右。而在其不遠處以220千伏電壓接入高壓系統的大風場，時有棄風限電，發電利用小時數明顯低于試驗機組。
　　（二）關于大規模集中并網的風電、光電遠距離輸送和消納問題。
　　目前提出的解決措施主要是“風火打捆”，并配套建設大量抽水蓄能電站。有一點可以肯定：如果采取措施足夠多，所有問題都能解決。只是要看這些措施在經濟上是否合理可行。
　　用超高壓、特高壓輸電線路單獨輸送風電，因只有2000多小時電量，經濟性較差。“風火打捆遠送”旨在提高輸變電設施負荷率，從而改善輸電經濟性和電網運行安全性。然而這個做法畢竟史無前例，需要考慮一系列技術經濟問題。一是風電的負荷率低，電力大而電量小，出力過程曲線呈陡峻的鋸齒形狀。為了提高輸電負荷率和穩定性，若考慮用燃煤火電站作為調節電力和補充電量的手段，與風電“打捆輸送”，則火電機組需要扮演“填空”的角色，逆向追隨風電出力變化，深幅度變出力配合運行，否則就會大量棄風。那么超臨界參數、超超臨界參數燃煤發電機組，不可避免地要經常脫離最佳工況運行，增加煤耗。另外，在運行安全性方面能否滿足長期、頻繁、深幅、隨機變出力運行方式要求；二是在一定輸電容量空間中，火電機組因“填空”的運行方式，不但供電煤耗增加，而且年度內要減少2000多小時發電量，本身設備年利用小時數下降到3000左右，經濟上能否被接受；三是若按照“2火1風”的比例，在距離中部、東部負荷中心數千公里之外建設數千萬千瓦的火電站，不但要深入論證電力規劃宏觀布局，而且要考慮在荒漠戈壁地區長期運行如此大規模的火電站群，對消耗當地水資源的可行性和對生態環境影響的可接受性，都還有相當多工作要做。
　　至于抽水蓄能電站，經過多年實踐，各方認識日益明朗。首先，從前面分析已經知道，根據當今世界科技水平，交流電力系統中電能尚不能商業化儲存。這就是說，大規模儲存電能尚不具備經濟性。這個認識應當是討論蓄能電站的基礎；第二，蓄能電站是電力系統中最靈活、最昂貴的調節裝置。一旦有了它，整個系統調節能力和安全穩定水平都提高一個層次；第三，蓄能電站具有調峰、填谷、系統緊急備用以及黑啟動等多種功能，如果將其開發目標和運行方式定格為“調峰”一項，則不夠全面。還應該指出，抽水蓄能電站蓄能和發電運行方式轉變的時間尺度比風電功率變化的時間尺度大2-3個數量級，將其與風電“打捆”是很難行得通的。蓄能電站的開發目標是為整個系統服務，其建設決策應建立在整個電力系統對于這項投資邊際效益的論證結果上。如果僅考慮為某個或某類發電站配套，則蓄能電站的開發目標成了“將二次能源轉化為三次能源”，這個“綜合發電設施”的千瓦投入徒增6000元之多、電量產出凈減25%，經濟上難有可行性。
　　（三）關于如何看待“快”與“慢”的問題。