长期以来，我国大区电网存在电源分布不合理，造成电源结构（基、腰、峰荷电源）性矛盾，即电网严重缺调峰电源，是当前阻碍节能减排的根源，且未引起决策部门重视。
我国电力一次能源结构中，水电占有20%多，煤电70%多，其它核、抽水蓄能、燃气电厂极少，合起来不足10%，因此煤发电量占总发电量80%以上，二氧化碳和二氧化硫排放自然大。风能、太阳能等绿色能源只是最近几年才迅速发展。
一次能源结构不合理必然导致电源结构不合理。我国水电占20%多，且多是径流，西南大水电发电年利用4000小时之后，汛期大发，带基荷，供水期可提供调峰也不足10%。特别是上世纪90年代以来，电网进入超高压、大电网、大机组时期，执行“以大代小”、“以煤代油”政策；使得原一天内可开停作主力调峰的小火电近亿千瓦，逐年关停，至2010年已关停8100万千瓦，但却没有规划补建峰荷电源，致使调峰矛盾凸显，至今时过20年，矛盾依旧，实属决策失误。新发展热电机组又没有严格执行国家“以热定电”的原则，机组多为30万千瓦，打孔抽汽的一般只允许调峰10%。低碳大机组合理调峰率为20%，现有水、火电可调峰率共约为总电源20%，远不能够满足电网40%～50%峰谷差的调整要求。
因此，多年来一直迫使超临界和超超临界的60～100万千瓦机组低谷时压负荷到50%亚临界运行，使低碳机组高碳运行。如继续增建低碳煤电大机组，必将继续强迫非常规调峰，岂不恶性循环。目前各大区电网都出现缺电，其主因是煤炭平衡工作没做好，煤炭涨价电价不变，实际更是缺调峰电源，估计约占总电源的15%～20%。因此调整电源布局和电源结构已迫在眉睫。
据欧洲风能协会研究报告的观点，电网接纳更多风电是经济性和政策性问题,不是技术水平和运行问题，德、法、丹麦、西班牙等国对风电并网以及电网怎么来适应作了深入研究，结论是，风电容量可占电网比例超过20%。其经验分析如下：
西班牙风电装机占总装机20%，发电量占8.7%，核电15%，抽水蓄能约10%，为开发EIHierro岛、Canary岛风能，建相应抽水蓄能与之联合运行，风电场风电功率预测是强制性的，与电价挂钩。
德国风电占总装机17%，电量占总7%，水电比重很低，消纳风电措施除与欧洲电网强联外，建设超过10%抽水蓄能，就地调峰平衡，因峰荷远距离输送增加网损。
其海上风电接入系统也走在世界前沿，装机40万千瓦、离岸超100千米的Borkum-2风电场，用轻型直流电技术接入电网，因价高，我国仍采用交流接网。
法国是核电大国，有一定水电，其中抽水蓄能比重约占总电源13%，电源结构较优，为风电发展提供了条件。规划2020年风电装机达2500万千瓦，其中1900万千瓦为近岸风电场。法水电资源丰富，已开发92%，已有十几座抽水蓄能电站，最大180万千瓦，都是可逆式的，既节省投资，又节约场地，今后继续发展这种电站。
丹麦风电装机已达总容量25%，发电量占16%，规划2025年风电比重达50%。其风电发展措施有扩大电网容量，强化风电预测，发展智能电网。全国电网与北欧强大电网相联，使风电自如地输送到全国及邻国，而用电需求方的对接行动是抽水蓄能、热电联产以及全力发展电动汽车产业等。丹麦南部有众多火电，北有水电大国挪威（其电力98%来自水电），通过丹麦挪威间海底电缆，可很好实现匹配调峰，使挪威成为理想的抽水蓄能国度。
我国南方电网公司2006年成立调峰调频发电公司，2009年派专家到日本考察抽水蓄能发展历史和运营现状。目前广东电网有2个240万千瓦的抽水蓄能电站，占广东电网8%，在建4座共760万千瓦，2015年将达10%。
近年，政府给予国网公司建设抽水蓄能的权力执行力度不够，蓄能电站比例不足2%，合理的比例应保持10%。电源结构要优化，必须全力发展抽水蓄能，才能适应风电、核电发展和火电大机组的高效运行。
国家第十二个五年计划纲要中，第十一章指出“推动能源生产和利用方式变革”“坚持节能优先，立足国内，多元发展，保护自然环境，加强国际互利合作，调整优化能源结构，建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系”。为我们指出了能源电力发展方式转变的方向和原则。
电力工业在满足社会经济持续发展需要前提下，一定要尽快扭转电源结构不合理，节能减排任务重局面，抓紧实现电源结构优化，切实解决严重缺乏调峰电源问题。
在当前厂网分开体制下，大电网分“电源、电网、配电（含用电）”三大块，贯彻“节能减排”基本国策，电源是主要的，是决定性的。
一是鉴于我国是能源输入大国，为保安全，立足国内，解决长远能源需求。在确保安全性能条件下加快发展核电，提升核电比例。我国研制成功的第四代快中子堆核利用技术，实现核废料循环利用和贫铀矿开发利用，使铀资源利用率提高60倍（由现有的核电站利用率1%提升至60%），解决了铀资源短缺。以国内探明的核资源，可供4～5亿千瓦规模核电使用上百年。接受日本福岛核电事故教训，加强地震海啸防护，特别是加强厂用保安电源。东部沿海和内地缺能省区都应加快发展，这是解决一次能源大量缺口的唯一途径，又减少输能（煤、电）投资，节省输能占地。
二是如何实现节能减排，扭转电力系统电源结构不合理局面。当前东中部受端电网缺煤缺电，实际是更缺峰荷电源。
目前我国东中部电网，包括华北、山东、广东电网，主要是缺调峰电源，故提出优先全力发展风电，配套建设抽水蓄能，形成风抽水电为主的调峰电源，再选建一批燃气发电，可利用城市附近关停的10～20万千瓦机组的基础，投资少，见效快，加上常规水电调峰10%，使峰荷电源不少于总电源35%，达到大幅度降低煤电装机比重目的。以上是电力工业发展方式转变的首要措施。
已知我国东部沿海、山东及辽东半岛、东北吉林、黑龙江、内蒙东部和华北电网北部是风电的丰富地区。抽水蓄能除上海外，东中部都有，东北就有3000万千瓦的站址，已规划好11处1250万千瓦，每千瓦造价比煤电低15～20%。
设取风电（上网容量）、抽水蓄能各占受端电网总电源10%配合开发，其对电网巨大的效果是明显的：
（1）风蓄配合的绿色能源20%，替代总电源20%的煤电装机，如“十二五”末电源总规模15亿千瓦，煤电则可少装3亿千瓦，使电源结构改善后取得大幅度节能减排。并减少输煤输电压力。
（2）风蓄配合，既调峰又填谷，有力解决调峰矛盾，排除煤电高效机组低碳运作状况，提高负荷率，年利用小时可由目前的4000多升到6000多，使运行机组大幅节能减排。且减少磨损，安全运行。
（3）水电风电年度分布特性：冬春季雨少风多，正是水库供（或枯）水期，且是风电大发期；汛期雨多风少正是水电大发，用抽水蓄能吸收西部低谷时弃水电量，南方电网已实现。风电设备可大修，实现风水互补，利用电网低谷的弃风抽水，推动风电发展。
（4）受端电网中建抽水蓄能，可让西部直流送来的输电通道带基荷，输送电力年利用小时可由设计5000小时提高到7500小时，则3通道可以替代4通道，节省大量投资。
（5）抽水蓄能在电网中调频调相黑启动事故备用等，有利于提高电网抵御自然灾害，军事打击，恐怖活动的能力。
（6）抽水蓄能增加受端电源支持，提高电网稳定性，特别是提供防止电压崩溃的动态无功。
近几年各省区风电开发迅猛，分散开发方式全国已突破5000万千瓦，其中酒泉集中开发1000万千瓦并于西北750千伏电网，东北于6月底已达1500万千瓦，日发电1.3亿千瓦时，华北电网已超过1000万千瓦。电网低谷用电时，风电被关停情况下，东北电网2010年风电量达10%。
风电、抽水蓄能技术成熟，储能效率、工程建设价格、常规使用的寿命及总体对环境影响方面都有着非常明显优势，上海东海大桥100兆瓦海上风电于2010年投运，国外专家评论，中国已具备独立发展海上风电能力。
我国应首先全力发展东部沿海、中部几大受端电网内的风电。大中小结合，一是各网省区分散开发，就近上网。二是规模百万、千万千瓦级开发，关键需解决风电并网和蓄能问题，将大风电尽量利用各水电线路送出，再在受端大城市附近建风抽蓄水电站（利用弃风），互相推动，互为补偿。
东中部沿海的华东、华中、山东、广东、福建电网以及东北、华北电网，风电资源丰富，除上海外，各省区都有抽水蓄能站点。应优先开发，充分开发本地绿色能源。这正是优化能源布局的需要。
（1）大风电可分组直接并入邻近的大区受端超高压网架，与其它电源一样，直接供用户使用，其波动性，间隙性在大电网中易于接纳吸收，因有水、火电机组AGC配合，其综合可调容量足够适应；抽水蓄能更有快速负荷跟踪能力，可有实际效果的减少风电场对电网的冲击。
（2）每日电网两个低谷用电时段，利用弃风抽水蓄能（尽力在大城市附近建厂址），虽是4度换3度（美国已有5度换4度的报道），但转换成可贵的峰荷电源，而且是双倍的绿色的峰荷电源（如用煤电抽水，则排放不减），从而推动风电发展并充分提高风电利用率。
以上节能减排效果是巨大的，实现了电源结构的优化，是电力发展方式转变的重大措施。
