資源好，發展早是基礎
內蒙古風能資源得天獨厚，風場建設周期短、運行成本低，具有資源儲量決定能源地位的優勢。內蒙古電力公司從90年代起安裝了大量測風塔和測風儀，為日后大規模開發風電提供了基礎數據。1989年首個大型風電場誕生、2007年9月在全國首破百萬千瓦裝機規模、2011年1月首超千萬千瓦風電裝機等歷史性的“三級跳”，為內蒙古綠色能源發展奠定了雄厚的產業基礎。
政策和市場導向是前提
國家先后制定和頒布了《可再生能源法》等一系列法律法規，積極開展風電特許權項目，推動CMD碳匯補貼，實行風電費用分攤制度。同時，隨著風電設備研發制造體系的國產化和本土化，風機成本由每千瓦10000元以上降低到4000元左右，成熟的市場環境和準入門檻促進了風電的大發展。
政府支持是決定因素
“十一五”以來，自治區主導優化能源產業結構，積極推動千萬千瓦風電基地的規劃和建設，在稅收、土地等方面為企業提供政策支持。《內蒙古自治區綠色能源發展規劃》明確，到“十二五”末，自治區風電裝機容量達到3300萬千瓦，占全國裝機30%左右，風電上網電量比例將達到15-20%。
團結治網是發展主流
內蒙古電網積極落實科學發展觀和《可再生能源法》，以500千伏主網和220千伏電網為依托，加強網廠協作，不斷提升風電場的安全性和負荷調整的穩定性，全力支持風電跨越式發展。通過創新電網建設投資方式，采取合理安排火電開機方式、提高風功率負荷預測等一系列風火相濟、火電深度調峰的調度手段，實現大容量接納風電。
科技進步是有力支撐
內蒙古電網積極開展相關研究，建立了風電運行氣象服務體系，實現了風電功率預測和風電的AGC和AVC控制，開發了風電專用調度系統和技術保障體系，摸清了不同季節風電出力納入電網平衡的方法和控制風險手段，基本具備了消納大規模風電的基礎。實踐表明，即使單日風電電量突破1億千瓦時，電網在現有條件下仍然可以繼續提高風電的接納能力。
一、在自治區電源規劃中確立可再生能源發展的主體地位。將可再生能源作為實現經濟結構轉型和節能減排目標的重點。建議國家盡快出臺峰谷電價或利用風電超發電量獲得的利潤補貼抽蓄電站等調峰電源的政策措施。
二、盡快出臺可再生能源配額制。建議國家能夠盡快出臺可再生能源配額制，從法律政策層面上強制要求地方政府、電力用戶特別是有自備電廠的用戶必須按規定接納、使用可再生能源。
三、加快通道建設，跨省、跨區域消納風電。建議國家：(一)盡快建設周期短、見效快的蒙西電網至華北電網超高壓外送通道，解決蒙西已建成的900萬千瓦風電“棄風”和“十二五”中期京津冀地區缺電問題。(二)盡快核準錫林郭勒盟特高壓通道，解決錫林郭勒盟風電送出問題。(三)盡快研究論證，在網架堅強、火電富集的蒙西電網中，選擇便于匯集風電的鄂爾多斯、包頭地區，建設兩個±800千伏特高壓直流通道，以網對網方式送達華東、華中和華南等缺電的負荷中心。(四)利用托克托電廠現有“點對網”外送通道富余的約200萬千瓦送電容量，增加蒙西電網風電送出容量。
四、盡快出臺峰谷電價政策，建立火電調峰補償機制，鼓勵風電、火電和用戶積極參與電力多邊交易。
鼓勵居民采暖和全天不連續生產的中小工商業及農林牧業等執行峰谷電價;執行居民用風電取暖夜間讓利政策;鼓勵高載能產業使用風能，通過多邊交易讓風電企業給火電企業和用電企業電價補貼;出臺火電上網峰谷電價等。
五、擴大可再生能源附加收入補貼的電網項目范圍。建議國家出臺政策：(一)使用可再生能源發電項目接網費用對電網企業進行補貼，補貼費用以電網接收的風電電量為依據，建議補貼標準按照電網企業接收風電上網電量占全網發電上網電量的比例分梯度制定。(二)使用國債資金作為電網企業建設風電匯集送出工程的資本金。(三)按風電、火電及用電企業實際交易電量，電網通過交易平臺收取交易費，每度電0.001元。
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