我國風電可持續發展面臨的形勢嚴峻
　　風電限電已是老生常談的話題，例如電網結構不合理產生“卡脖子”現象;系統調峰能力不足;局部地區電源相對于用電負荷嚴重過剩等。但是2015年以來，受全國能源需求增速變緩的影響，一些地區限電形勢加劇惡化，北方地區在夏季用電高峰期都發生了棄風限電情況，呼倫貝爾、吉林、黑龍江等地區在非供暖季發生了大規模限電，尤其是甘肅、新疆等國家規劃的大型風電基地項目限電特別嚴重，已到了喪失開發價值和實際生存能力的地步。保守預計，2015年全國風電限電量將超過400億千瓦時，相當于我國一年新增風電的全年電量。
　　分析原因有以下三個主要問題：
　　①風電發展缺乏統籌規劃，相關方的承諾不能兌現
　　一些大型風電基地項目外送缺乏系統規劃和責任主體，有關方面沒有按項目批復落實消納及送出條件;一些限電嚴重地區的地方政府片面夸大電網建設速度和送出規模，要求企業提前快上項目，使項目建成后無法送出造成大規模限電，虧損嚴重，目前，還在加緊規劃“大干快上”，對國家和企業造的損失置若罔聞，更不承擔相應責任。
　　甘肅酒泉總是在存量限電剛有解決方案的情況下，就要求加速建設新項目，寅吃卯糧，惡性循環，且甘肅位處西北750kV電網的中間位置，卻無法兌現在西北網消納風電的承諾，2015年風電限電比例超過50%。哈鄭直流投運以來，一直沒有達到規劃的風電送出能力，2015年哈密風電限電達到30%，后續600萬千瓦風電項目馬上就要投產，限電形勢難以估量。張家口屬于華北電網，風電裝機700萬千瓦，相對于華北電網1.8億千瓦負荷是九牛一毛，而且距離北京只有200公里，卻限電嚴重，大量優質資源不能通過500kV輸電線路送華北，反而要等到江西的特高壓線路建成。
　　②風電調度技術規范沒有適應可再生能源的快速發展
　　當前電力調度技術層面的規范和主要綱領性文件基本都是上世紀制定的，雖有修訂但改動不大。這些規范為我國電力產業高速發展，實現電網安全做出了貢獻。但隨著可再生能源裝機規模的快速增長，需要電網根據可再生能源發電特點改進調度技術，完善相關規范，增加調度信息透明度，減少暗箱操作。
　　雖然目前我國單個風電場風功率預測精度已超過80%，區域預測精度更高，但在實際調度中，電網只把風電看作隨機的負負荷對待，壓低了風電的出力空間，這有悖于國家發展可再生能源的初衷，也不符合我國電網作為全世界最大電網的調度運行水平。
　　③相關政府、企業節能減排意識淡薄，風電電量被嚴重擠占
　　有關部門和地方政府每當談成績的時候都以可再生能源為亮點，但遇到利益矛盾時就習慣性地違反國家《可再生能源法》，輕易犧牲可再生能源電量，把節能減排拋在一邊。
　　今年受經濟增速下滑影響，有關部門配合電力企業把火電項目轉為供熱電廠或自備電廠項目，避免參與調峰，擠占風電上網資源，甚至為解決火電、煤炭企業經營困難，讓火電多發，壓降風電出力，新疆出臺了未參與外送交易或替代交易的新能源暫停發電政策;云南、寧夏等省區也要求風電讓利參與風火交易。各種土政策不斷壓榨著風電的生存空間，使《可再生能源法》規定的風電“優先上網，全額收購”名存實亡。
　　事實上，如果火電的利用小時數降低是由于風電造成的，恰好說明了風電發揮了替代化石能源的作用，這與國家戰略和群眾訴求并無二致。
　　突破當前風電瓶頸對策與建議
　　①風電大基地應系統規劃，落實責任主體
　　甘肅酒泉至湖南直流的送端缺煤少水，受端湖南省2014年火電利用小時低于送端400小時，水電低1000小時，即使通道建成，也將面臨受端消納和送端調峰問題。由于各省火電機組標桿上網電價與風電電價存在差額，“三北”送電端地區風電補貼在0.2元左右，高于受電端(大多位于我國中東、南部經濟發達地區)平均補貼的0.15元左右，單純從經濟上看，不如在中東部地區加大風電開發力度。由于大型風電基地同時率高，出力波動幅度大，送出距離長，火電機組調峰會更加困難，系統安全穩定運行壓力更大。
　　總而言之，風電基地規劃應從安全優質經濟各方面系統解決受電端、送電端、輸電路徑等問題，充分發掘本區域的消納能力，在本區域風電電量富余后，以網對網形式外送，并明確風電送出比例，確保風電建得成，送得出，發得好，整個鏈條經濟可行。規劃一經確定，就必須明確責任主體，嚴格執行誰承諾，誰負責，誰買單的原則。所有先進國家都有這方面的補償機制，龍源公司在加拿大運行的風電項目已經有電網補償限電損失的實例。