去年以来，我国风电弃风限电较为严重。2011年，全国弃风限电超过100亿千瓦时，平均利用小时数大幅减少，个别省（区）的利用小时数已经降至1600小时左右。今年2月，国家发展改革委曾制定风电标杆上网电价，每千瓦时电价水平在0.51元至0.61元之间。按此推算，风电企业因弃风限电的损失超过50亿元。

　　风电并网和消纳已经成为制约我国风电持续发展的最主要瓶颈。对此，业界已形成共识。对于风电消纳难的问题，认识也比较一致。归纳而言，主要有以下几点：其一是风电具有随机性、间歇性和波动性的特点，时有时无，时大时小，难以预测，且风电具有反调峰特性，夜晚用电负荷处于低谷，风电出力却往往较大，大规模并网运行对于电能质量和电网安全具有一定威胁；其二是近年来我国风电以超常规、跨越式的速度发展，许多地区电网建设难以跟上风电发展的步伐；其三是风电建设周期相对较短，建成仅需一年左右，但电网工程建设即使获得批准，建设工期也相对更长。

　　因此，虽业界常有暗指电网企业不积极的评论，但客观地说，在风电发展大步迈进，不少项目并未获国家批准的情况下，要求电网短期内全额收购所有风电很难实现。

　　在这种情况下，应大力发展储能技术，这有多个好处：一方面，我国风电资源和用电负荷中心逆向分布，决定了我国一部分风电必须并网，通过远距离高压输送到负荷中心。储能系统可以将风电、光伏发电等间歇的可再生能源“拼接”起来，提高电力系统的稳定性。一项研究表明，通过风电和光伏发电互补后，电力出力波动在12%至30%之间，但如加上储能电池对出力波动的调节，出力波动将降至3%，几乎相当于常规火力发电的水平。

　　另一方面，储能技术发展有利于推进风电就地消纳，在当前产业梯度转移的大背景下，可考虑在大型风电基地附近布局供热、高耗能产业，同时加快建立风电场与这些大电力用户和电力系统的协调运行机制。

　　当前，我国储能产业尚不发展，政策也几乎处于空白，应加大这一领域的政策支持力度，推动风电等可再生能源持续健康发展。