我国风电可持续发展面临的形势严峻
风电限电已是老生常谈的话题，例如电网结构不合理产生“卡脖子”现象;系统调峰能力不足;局部地区电源相对于用电负荷严重过剩等。但是2015年以来，受全国能源需求增速变缓的影响，一些地区限电形势加剧恶化，北方地区在夏季用电高峰期都发生了弃风限电情况，呼伦贝尔、吉林、黑龙江等地区在非供暖季发生了大规模限电，尤其是甘肃、新疆等国家规划的大型风电基地项目限电特别严重，已到了丧失开发价值和实际生存能力的地步。保守预计，2015年全国风电限电量将超过400亿千瓦时，相当于我国一年新增风电的全年电量。
分析原因有以下三个主要问题：
①风电发展缺乏统筹规划，相关方的承诺不能兑现
一些大型风电基地项目外送缺乏系统规划和责任主体，有关方面没有按项目批复落实消纳及送出条件;一些限电严重地区的地方政府片面夸大电网建设速度和送出规模，要求企业提前快上项目，使项目建成后无法送出造成大规模限电，亏损严重，目前，还在加紧规划“大干快上”，对国家和企业造的损失置若罔闻，更不承担相应责任。
甘肃酒泉总是在存量限电刚有解决方案的情况下，就要求加速建设新项目，寅吃卯粮，恶性循环，且甘肃位处西北750kV电网的中间位置，却无法兑现在西北网消纳风电的承诺，2015年风电限电比例超过50%。哈郑直流投运以来，一直没有达到规划的风电送出能力，2015年哈密风电限电达到30%，后续600万千瓦风电项目马上就要投产，限电形势难以估量。张家口属于华北电网，风电装机700万千瓦，相对于华北电网1.8亿千瓦负荷是九牛一毛，而且距离北京只有200公里，却限电严重，大量优质资源不能通过500kV输电线路送华北，反而要等到江西的特高压线路建成。
②风电调度技术规范没有适应可再生能源的快速发展
当前电力调度技术层面的规范和主要纲领性文件基本都是上世纪制定的，虽有修订但改动不大。这些规范为我国电力产业高速发展，实现电网安全做出了贡献。但随着可再生能源装机规模的快速增长，需要电网根据可再生能源发电特点改进调度技术，完善相关规范，增加调度信息透明度，减少暗箱操作。
虽然目前我国单个风电场风功率预测精度已超过80%，区域预测精度更高，但在实际调度中，电网只把风电看作随机的负负荷对待，压低了风电的出力空间，这有悖于国家发展可再生能源的初衷，也不符合我国电网作为全世界最大电网的调度运行水平。
③相关政府、企业节能减排意识淡薄，风电电量被严重挤占
有关部门和地方政府每当谈成绩的时候都以可再生能源为亮点，但遇到利益矛盾时就习惯性地违反国家《可再生能源法》，轻易牺牲可再生能源电量，把节能减排抛在一边。
今年受经济增速下滑影响，有关部门配合电力企业把火电项目转为供热电厂或自备电厂项目，避免参与调峰，挤占风电上网资源，甚至为解决火电、煤炭企业经营困难，让火电多发，压降风电出力，新疆出台了未参与外送交易或替代交易的新能源暂停发电政策;云南、宁夏等省区也要求风电让利参与风火交易。各种土政策不断压榨着风电的生存空间，使《可再生能源法》规定的风电“优先上网，全额收购”名存实亡。
事实上，如果火电的利用小时数降低是由于风电造成的，恰好说明了风电发挥了替代化石能源的作用，这与国家战略和群众诉求并无二致。
突破当前风电瓶颈对策与建议
①风电大基地应系统规划，落实责任主体
甘肃酒泉至湖南直流的送端缺煤少水，受端湖南省2014年火电利用小时低于送端400小时，水电低1000小时，即使通道建成，也将面临受端消纳和送端调峰问题。由于各省火电机组标杆上网电价与风电电价存在差额，“三北”送电端地区风电补贴在0.2元左右，高于受电端(大多位于我国中东、南部经济发达地区)平均补贴的0.15元左右，单纯从经济上看，不如在中东部地区加大风电开发力度。由于大型风电基地同时率高，出力波动幅度大，送出距离长，火电机组调峰会更加困难，系统安全稳定运行压力更大。
总而言之，风电基地规划应从安全优质经济各方面系统解决受电端、送电端、输电路径等问题，充分发掘本区域的消纳能力，在本区域风电电量富余后，以网对网形式外送，并明确风电送出比例，确保风电建得成，送得出，发得好，整个链条经济可行。规划一经确定，就必须明确责任主体，严格执行谁承诺，谁负责，谁买单的原则。所有先进国家都有这方面的补偿机制，龙源公司在加拿大运行的风电项目已经有电网补偿限电损失的实例。
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