我國的風電開發建設經過了十年發展，在技術、設備、風機整機等方面已經取得了長足進步，但是由于我國風能資源主要分布在遠離負荷中心、處于現有電網末端的“三北”地區，風電具有波動性，按目前的風電機組技術水平和電網運行與電力調度機制，并網和消納問題已成為大規模風電開發的重大挑戰，對電力系統的建設運行和電力市場的體制機制提出了新的要求，在《中國風電發展路線圖2050》中，單獨對風電大規模并網和消納途徑進行了論述。
　　( 一) 電力系統發展趨勢
　　01 電力需求格局
　　未來較長時間內，中國電力需求將持續較快增長，2020、2030、2050 年全國全社會用電量將分別達到7-8 萬億千瓦時、10萬億千瓦時左右和12萬億千瓦時左右，但負荷中心仍在東中部，全國電力需求格局將基本不變。基于中國一次資源構成和分布特點，西部能源和電力基地的重要性將日益突出，西電東送的基本格局也將長期不變。
　　目前，中國電力供應具有如下特點：
　　首先，煤電是最主要的電源，到2010年底占全國總裝機的比重為73.4%;其次，電源布局仍以(省內)就地平衡為主，即基本與當地電力負荷相匹配，各大區域電網之間電力交換和輸送量較小;第三，雖然各大區域電網之間均已基本實現互聯，但電力交換能力較弱。
　　在沒有重大能源科技突破之前，預計未來40 年中國總體電源格局中仍以三北地區煤電和西部水電為基礎電力，以東中部核電和西部風電、太陽能發電為新增骨干電力，以天然氣發電和抽水蓄能電站為補充電源和調節電源。
　　在2020 年、2030 年前，煤電裝機不斷增加且布局上逐步向西部傾斜，西部水電開發程度不斷提高，風電和太陽能發電裝機快速發展，且風電在新增裝機量及其在總新增裝機中的比重不斷提高。
　　2030 年到2050 年，水電裝機保持平穩，煤電裝機略有下降，核電、風電和太陽能發電將在新增電力中占據絕對主要部分。到2050 年，電源結構逐步實現優化和多元化，煤電裝機的比重下降到35% 左右, 而風電裝機比例上升到25-30%。
　　從電力流向看，中國的電力負荷和能源資源不平衡特點決定了在本地平衡的基礎上西電東送、南北互濟的長期格局，遠距離輸電的電力流主要來自西部、西北和北部地區的水電、煤電、風電及太陽能發電基地。東北電網覆蓋的蒙東地區有豐富的煤炭資源，可以借助本網資源優勢以及核電和可再生能源建設滿足本地需要，并有外送的電力流。
　　華北電網覆蓋地區是主要負荷中心之一，在主要依靠本地煤電的同時，可接受東北電網和西北電網東部地區部分電力。西北電網覆蓋區域的煤炭、水能、風能和太陽能資源豐富，而負荷相對較輕，需要外送電力。
　　華中電網主要依靠西部水電提供新增發電容量，網內電力流主要是承接西部、輸送東部水電和其它電力。華東電網是主要負荷中心，具有接受西部水電、煤電、風電、太陽能發電的需求和潛力。南方電網主要從西部向東部輸送西南地區的水電，遠期可能接受西藏及周邊國家水電。
　　在今后20 年內，中國跨區輸送電力將逐漸擴大。預計到2020 年，跨區(或跨國)電力容量規模約3 億千瓦，2030年約4 億千瓦，然后在2050 年前基本保持在4 億千瓦左右。
　　02 電網架構
　　電網架構主要取決于電力供需格局和電力市場制度安排。經過持續電力建設和初步電力市場體制改革，中國形成了目前以省網為經營主體、區域電網為基本框架、初步全國互聯的電網系統。
　　中國電網建設多年來以各省電網和各大區內跨省電網建設為重點，1989年以來開始加強跨區電網的規劃和建設，逐步形成了六大區域電網及其主網架結構。截至2010 年底，除新疆、西藏、臺灣外，各電網已實現交直流互聯，全國形成華北- 華中、華東、東北、西北、南方五個同步電網運行的格局。
　　在技術水平上，中國電網在以超高壓電網為主干的主網架建設和先進電網技術應用方面已經邁入國際先進行列。但是，“三北”地區電網框架仍然薄弱，跨省跨區電網的電力交換能力仍較為有限，難以滿足風電大規模發展后各電網電力交換的需要。 　　關于今后電網發展方向，有互聯區域電網和全國特高壓同步電網兩種發展模式。在第一種發展模式下，中國將保持目前六大區域電網的基本格局，逐步加強邊際互聯，以500 千伏為主網架(西北電網以330、750 千伏為主網架)，充分發揮500 千伏輸電網的潛力、提高現有輸電設備的利用率，同時通過對500 千伏電網進行柔性輸電技術改造，大幅度提高輸電能力、接受遠距離輸電安全落地能力和應對各類電網事故能力。 　　在第二種模式下，積極構建特高壓電網，以“三華”(華北、華中、華東)特高壓交流同步電網為核心，通過直流和東北、西北、南方電網互聯，形成四個同步電網，連接各煤電基地、水電基地、核電基地、可再生能源發電基地和主要負荷中心。上述兩種發展模式決定了不同的技術發展方向，其技術可行性、經濟性和安全性目前存在不同的評價，但普遍認為直流特高壓是長距離跨區輸電領域的可行技術選擇。