二、我國風電大規模發展面臨市場消納瓶頸，內蒙古風電消納問題愈加突出
　　風電具有隨機性、波動性、時空不均勻性的特點。在全國范圍內，風電資源和用電負荷的逆向分布，決定了大風電基地的風電電力必須外送；從一個地區看，風電發電和用電負荷的反調節特性，決定了需要配套相應的調峰電源來吸收和平抑風電發電的波動，使地區的總發電量，能動態滿足用電負荷變化的需求。接入電網的風電規模越大，需要的調峰電源越多，電網運行難度相應增加。
　　近兩年來，我國部分地區風電消納問題愈來愈突出。據中國風能協會統計，2012年全國棄風電量約200億千瓦時，約當于700萬噸標準煤，風電平均利用小時數比2011年有所下降，個別省(區)風電利用小時數下降到1400小時左右。據國調中心的調查，2012年國網公司經營區域內風電全年累計限電量達95億千瓦時，增長65.04％，其中，東北地區風電限電較為嚴重，占總限電量的72％；省級電網中蒙東電網限電最為嚴重，占整個東北地區限電量的50％。
　　究其原因主要有二。一是電源結構性矛盾突出，系統調峰能力不足是風電消納受限的主要因素。我國電網中可靈活調節的電源不足。“三北”地區電源結構均以火電為主，東北、華北地區火電比例分別超過80％、90％，而且火電裝機中一半以上是供熱機組，抽水蓄能、燃氣電站等靈活調節電源比重不足2％，特別是冬季供熱機組要確保地區供熱需要，“以熱定電”，基本沒有調峰能力。二是我國風能資源富集地區遠離負荷中心，難以就地消納。我國風能集中在“三北”(西北、東北、華北北部)地區，目前“三北”地區風電裝機已到4814萬千瓦，占全國的79％。蒙東、蒙西、甘肅、冀北是“三北”地區中風電發展最快、規模最大的四個地區，其風電裝機占全國風電裝機的50％，但用電量僅占全國的10％。尤其在風電裝機聚集地區，用電負荷增長速度明顯落后于風電裝機的增長速度，進一步減小了風電就地消化的空間。如東北電網2012年全社會用電量同比增長為3.03％，而風電裝機增速為17％；預計2013年，東北電網全社會用電量同比增長4.25％，遠低于風電裝機19％的預計增速。國家規劃重點建設九個大型風電基地，計劃到2020年風電裝機1.69億千瓦，占全國風電規劃裝機的85％。其中七大風電基地位于“三北”地區，占全國風電規劃容量的72％，而當地用電量僅占全國的15％。風電電力的市場消納問題將越來越突出，已成為制約我國風電發展的最大瓶頸。
　　近年來，內蒙古風電機組利用率逐年下降。2009年，蒙西風電機組利用小時2331小時，蒙東2400小時。2012年，蒙西降到1984小時，三年下降了15％；蒙東降到1605小時，三年下降了33％。分析原因，一是風電發展速度遠高于當地用電負荷增長速度。2005年以來，內蒙古全社會用電量年均增長17％，風電幾乎按照每年翻一番的速度增長，比用電增速高75個百分點，風電快速發展與本地區用電市場有限是造成風電消納困難的主要原因。二是電網調峰能力嚴重不足。2012年，內蒙地區電源總裝機7770萬千瓦，其中火電6016萬千瓦、風電1634萬千瓦，火電和風電裝機之和占比高達98.5％，供熱機組占40％，沒有抽水蓄能、燃氣等靈活調節電源，風電完全依靠火電調峰，而火電的大幅度調峰又影響了其運行經濟性。在風能最充沛的冬季，為保證居民供熱，供熱機組基本額定負荷運行，另外還有760萬千瓦的企業自備電廠不參與調峰。在現有地區電源結構、產業結構和用電結構的條件下，內蒙風電進一步發展的空間已經很有限了。
　　在現有電網結構的條件下，內蒙古周邊地區消納風電的市場也很有限。目前，內蒙古電力外送主要采用500千伏輸電線路，其經濟輸電距離500～600公里，只能將蒙西風電送到京津唐、將蒙東風電送到東北主網。2009年以來，國家電網公司不斷優化電網運行方式，將冬季低谷時段蒙西送京津唐電力由195萬千瓦提高到260萬千瓦左右，盡可能接納蒙西風電。蒙東也充分利用了現有500千伏輸電通道，在東北主網消納風電。但是，內蒙古周邊的河北、吉林、黑龍江均是國家規劃的風電基地，僅考慮國家“十二五”第一批、第二批擬核準項目，河北、吉林、黑龍江和遼寧省風電裝機將分別達到1074萬、538萬、644萬和769萬千瓦，在現有經濟條件下，各省自身風電市場已近飽和，難以騰出更多的市場消納內蒙風電。因此，解決內蒙古風電消納問題，關鍵是拓展新的風電市場。
　　三、加快特高壓電網建設，擴大消納市場，是內蒙古風電“突出重圍”的治本之策