(二)关于大规模集中并网的风电、光电远距离输送和消纳问题。
目前提出的解决措施主要是“风火打捆”，并配套建设大量抽水蓄能电站。有一点可以肯定：如果采取措施足够多，所有问题都能解决。只是要看这些措施在经济上是否合理可行。
用超高压、特高压输电线路单独输送风电，因只有2000多小时电量，经济性较差。“风火打捆远送”旨在提高输变电设施负荷率，从而改善输电经济性和电网运行安全性。然而这个做法毕竟史无前例，需要考虑一系列技术经济问题。一是风电的负荷率低，电力大而电量小，出力过程曲线呈陡峻的锯齿形状。为了提高输电负荷率和稳定性，若考虑用燃煤火电站作为调节电力和补充电量的手段，与风电“打捆输送”，则火电机组需要扮演“填空”的角色，逆向追随风电出力变化，深幅度变出力配合运行，否则就会大量弃风。那么超临界参数、超超临界参数燃煤发电机组，不可避免地要经常脱离最佳工况运行，增加煤耗。另外，在运行安全性方面能否满足长期、频繁、深幅、随机变出力运行方式要求;二是在一定输电容量空间中，火电机组因“填空”的运行方式，不但供电煤耗增加，而且年度内要减少2000多小时发电量，本身设备年利用小时数下降到3000左右，经济上能否被接受;三是若按照“2火1风”的比例，在距离中部、东部负荷中心数千公里之外建设数千万千瓦的火电站，不但要深入论证电力规划宏观布局，而且要考虑在荒漠戈壁地区长期运行如此大规模的火电站群，对消耗当地水资源的可行性和对生态环境影响的可接受性，都还有相当多工作要做。
至于抽水蓄能电站，经过多年实践，各方认识日益明朗。首先，从前面分析已经知道，根据当今世界科技水平，交流电力系统中电能尚不能商业化储存。这就是说，大规模储存电能尚不具备经济性。这个认识应当是讨论蓄能电站的基础;第二，蓄能电站是电力系统中最灵活、最昂贵的调节装置。一旦有了它，整个系统调节能力和安全稳定水平都提高一个层次;第三，蓄能电站具有调峰、填谷、系统紧急备用以及黑启动等多种功能，如果将其开发目标和运行方式定格为“调峰”一项，则不够全面。还应该指出，抽水蓄能电站蓄能和发电运行方式转变的时间尺度比风电功率变化的时间尺度大2-3个数量级，将其与风电“打捆”是很难行得通的。蓄能电站的开发目标是为整个系统服务，其建设决策应建立在整个电力系统对于这项投资边际效益的论证结果上。如果仅考虑为某个或某类发电站配套，则蓄能电站的开发目标成了“将二次能源转化为三次能源”，这个“综合发电设施”的千瓦投入徒增6000元之多、电量产出净减25%，经济上难有可行性。
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