同期新增風電占新增用電量比例，2014年－2020年京津冀電網為37%－50.9%，山東13.2%，內蒙古18.4%－34.8%，華東電網16.1%；2021年－2035年京津冀電網占22%－25%，山東29%，內蒙古27.8%－33.8%，華東電網26.8%，為增加電力供應減少污染發(fā)揮了重要作用。
　　東13.2%，內蒙古18.4%－34.8%，華東電網16.1%；2021年－2035年京津冀電網占22%－25%，山東29%，內蒙古27.8%－33.8%，華東電網26.8%，為增加電力供應減少污染發(fā)揮了重要作用。
　　落地電價測算，不考慮風電補貼，內蒙古風電計入棄風損失后上網電價按每千瓦時0.55元算（含稅），加上輸電工程及輔助設施成本，至京津冀電網約每千瓦時0.65元，至山東電網約每千瓦時0.7元，華東電網每千瓦時0.7元－0.75元左右。與天然氣價每立方3元、發(fā)電上網電價約每千瓦時0.85元左右比較，是有競爭力的，且低于大部分海上風電成本。由此，京津冀、山東、華東電網大量接納內蒙古風電是合理的。

　　需研究解決的問題
　　報告提出的在內蒙古建設300GW風電向華北、華東電網送電的方案僅是一個初步規(guī)劃設想，深度不夠，需進一步研究解決的問題很多，如風電規(guī)模進度是否合適，向京津冀、魯、華東輸送容量和輸電方案是否可行，還需深入研究優(yōu)化；內蒙古風電300GW風電基地如何規(guī)劃建設，如何分片集中外送；各電網消納風電能力能否落實，有無可能進一步提高，以減少煤電發(fā)電量、減少環(huán)境污染。建議的新建抽水蓄能電站容量是否足夠，多少才合適；各電網大量接受風電后對電網安全穩(wěn)定運行及經濟性、電價的影響等。還需請領導及有關部門、專家共同研究落實并組織實施。最終規(guī)劃方案將會更加優(yōu)化和完善。