我們做一下比較，如果按照國外發達國家發展風電的思路，把風電分散接入電網，則不用建設為風電外送所需的輸電線路，相比之下，是一種投資最少、消納最好的方法。慶幸的是，這種方法已經進入國家能源局的視線，其初步設想是，把風機單獨接入有條件的變電站，如果成行，其規模將遠遠超越“風電三峽”。據統計，僅甘肅省10千伏變電站就有12萬座!在內蒙古某地的四臺風機接入變電站試驗工程取得了成功。

　　相比之下，用特高壓傳輸年利用小時數不足2000小時(火電年利用小時數可達5000小時以上)的風電，不僅需要建設大量配套輸變電設施，而且不得不把風電層層升壓，經過上千公里后，再層層降壓，為此將耗費大量資金，經濟上說不過去。

　　況且，如果非要用輸電線把風電外送至我國經濟發達地區，則新建高壓、超高壓以及直流特高壓輸電線是一種比交流特高壓投資少得多的選擇，并且外送電量足以和特高壓媲美。

　　我們不用說高壓、超高壓，就以投資第二大的直流特高壓與交流特高壓做比較。

　　我國首條交流特高壓晉東南-荊門工程驗收組專家曾德文給記者出具了經濟性分析結果：加上配套工程，晉東南-荊門線路總投資60.4億元，輸送單位千瓦電力至單位千米距離的投資高達4.7元/千瓦·千米，而且輸電距離只有645千米。國家電網公司提出“能源基地與負荷中心的距離一般都在1000-3000公里甚至更遠”，參照有關后續工程的前期研究成果，如果用交流特高壓實現實際意義上的遠距離(1000-2000千米及以上)、大容量(400-500萬千瓦及以上)輸電，其輸送單位千瓦電力至單位千米距離的投資指標還將要在試驗工程基礎上成倍地增加，這與“直流遠距離輸電”的投資經濟效果是無法比擬的。比如，向家壩至上海±800千伏特高壓直流輸電工程送電640-720萬千瓦、距離1907千米、投資232.74億元，輸送單位千瓦電力至單位千米距離的投資僅1.9-1.7元/千瓦·千米。

　　可見，國家電網的交流特高壓電網在經濟性上并不具有優勢。

　　第三，世界上沒有用交流特高壓電網解決風電并網的先例

　　國外風電發展較好的國家，并未建設也不打算建設堅強智能電網，他們的主要經驗可以概括為：用電戶可以投資風電光電，自建自發自用，調度機構優先調度，富余電量可向電力市場出售，供電不足則由大系統補給。按照王駿的結論，如此開發模式，優點顯而易見：一是電力就地消納，基本不棄風不棄光，電量得到充分利用;二是不用遠距離送電，故不用配套新建大量高壓、超高壓輸變電設施，節省大量投資并減少大量輸電損耗;三是電源分散，故接入系統電壓等級很低，好比在“毛細血管系統”里運行，出力不穩定的新能源電力對涉及主系統安全和電能質量的電壓和頻率等重要參數指標影響甚微。

　　即使像風電集中度相對較高的美國和西班牙，風電輸送也只是通過高壓輸電線(500千伏、330千伏甚至更低的電壓等級)。對于交流特高壓輸電手段，日本、俄羅斯、美國早已明確表示“不會采用”，我國的第二大電網南方電網，經過研究論證也宣布“不會采用交流特高壓”輸電手段。

　　第四，解決風電并網及消納并非特高壓電網的主要功能。

　　起初，發展交流特高壓電網并沒有考慮風電的發展，國家電網提出的“一特四大”(是指發展特高壓電網，以促進大煤電、大水電、大核電、大型可再生能源基地的集約化開發，加快空中能源通道建設，形成大規模‘西電東送’、‘北電南送’的能源配置格局。)中，大型可再生能源基地的開發是后來加進去的，特高壓電網的主要功能是打破我國既有的分區、分層電網模式，從而形成三華聯網或者全國大聯網，削弱六大區域電網的實際控制能力，這從近期區域的電網名稱的變動可以看出端倪，如華北電網變名為華北分部，有專家稱之為“削藩”不無道理。

　　可見，特高壓電網解決風電并網及消納問題不是國家電網最關心的方面。

　　綜上，在解決風電并網及消納問題，應首先解決制約風電發展的體制機制問題，建立電力市場機制，并高度重視國家對于建設項目“技術可行和經濟合理”的基本要求，建立并完善公開、公平、公正的競爭和比較機制。