根据国家能源局统计数据，仅2016年上半年，甘肃弃风率高达47%。
如果你真了解甘肃的情况，应该对这个数据不太惊讶。
有人说，风电在当地不好消纳，可以跨省输送到经济发达地区啊！说得一点都没错！
如果想消纳已有的这些风电发电装机的电量，建设跨区大容量输电通道是一个好办法，可以将新能源电力送到中东部消纳。
▶风电场①审批流程短：2013年，国家发改委、能源局实施简政放权，5万千瓦以下和以上风电项目审批权都下放到地方政府②建设工期短：一般只需几个月。
▶跨区输电通道①审批流程长：跨省、区电网工程由国家发改委、能源局审批②建设工期长：一般需要1~2年甚至更长，以蒙西—天津南1000千伏特高压交流输变电工程为例，工程2015年1月16日获得国家发展改革委核准，2016年11月24日正式投运，建设周期近两年。
所以，要想保障新能源电站竣工即能外送，输电通道项目就必须提前核准、开工。
但是现实恰恰相反！
“三北”地区的跨区输电通道核准不仅没有提前，反而大大滞后了。风电与电网规划不协调，部分地区风电规划和建设时序不断调整、项目规模和进度远超规划，以至于配套送出工程难以在电网规划和建设时统筹安排，导致清洁能源外送能力不足。
北京理工大学能源与环境政策研究中心主任魏一鸣表示，中国资源集中的地方基本都远离负荷中心，当地市场难以消纳大量的电力资源，因而对跨区域输电、远距离输电等电网建设提出了较高的要求。矛盾的是，在大范围支持鼓励发展可再生能源的同时，对配套的电网建设支持却较少。他认为，电网发展滞后，跨省、跨区通道能力不足，已成为制约清洁能源消纳的刚性约束。
又有人说，如果风电在就地和异地消纳两方面都存在阻力，那国家政策上就不能多支持一点吗？
可惜现实是这样的
我国电力行业的政策和市场机制还不健全，市场化程度偏低。这是导致弃风的重要原因。
主要问题可分为以下两方面：
1.计划模式延续
前瞻产业研究院发布的《2016-2021年中国可再生能源产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》分析——
目前，我国发用电还在沿用计划经济模式，电力行业的规划制定、运行规则、电价核定由政府主导，由于在年初政府已经明确了各类电源发电计划，电网调度争取多接纳新能源，只能在计划框架下局部优化，调整的空间很小。
同时，各类电厂年运行小时数主要依据年发电计划确定，各地经济运行主管部门甚至对每一台机组下达发电量计划，由于火电年度电量计划为刚性计划，火电企业和地方政府不愿意让出火电电量空间，调度为了完成火电年度计划有时不得不限制可再生能源发电的电量空间。
2.政策补贴高度依赖
研究显示：
来自国家电网公司的一则数据：
有人一定会问：冬季弃风率为什么会这么高？
通俗地解释下
▶新能源的波动性和间歇性特点，要求电力系统必须匹配一定的灵活性电源，然而，我国风能资源主要集中的“三北”地区，70%以上电源是火电机组，抽水蓄能、水电等灵活调节电源占比较低。到了冬季，雪上加霜的是，冬春季大风期与供热期重叠，热电联产火电发电负荷受制于供热需求难以降低，占用了发电容量空间。
冬季为了满足供热需求，供热机组调峰能力有限，系统灵活性大幅降低，挤占了新能源消纳空间，直接导致了我国“三北”地区每年冬季供暖期弃风尤其严重。特别是部分省区冬季供热机组最小技术出力已经高于最低负荷，低谷时段基本没有接纳新能源的能力。
打个比方，正常情况下，电网本身就“吃”不下那么多风电，到了冬季，风电反而比平常增多，而电网此时又偏偏必须多吃一点火电电量、导致吃风电的能力受限，所以，冬季的时候弃风加剧，也就不难理解了。
▶所以说，我国电源结构不合理，系电源调峰能力受限，电力系统灵活调节能力较弱，也对风电消纳产生不利影响。
还有——风电大规模并网消纳难，难在预测难、控制难、调度难。
为啥这么说？
▶风电具有随机性、间歇性和波动性等特点。它的不稳定性是制约并网率提升的重要因素。
国家电网能源研究院副院长蒋莉萍说：“传统上电网的稳定性是靠电源的可调度性来满足负荷的随心所欲，现在可再生能源发电也是随心所欲的，两个都随心所欲的话，系统怎么运行呢？”
用电负荷是任性的，发电负荷也是任性的，这就比较难相处了……
▶目前部分风电场运行水平确实偏低，机组缺乏低电压穿越能力，增加了电网调度运行的难度。有的地区电网的风电功率预测系统和风电场监控系统还不完备，调度运行中会预留较大的安全余量，也是造成弃风限电的因素之一。
▶另外，与常规机组相比，现有新能源涉网安全标准偏低，新能源机组频率、电压耐受能力不足，调频、调压性能差，带来的电网安全问题限制了输送通道外送能力，直接制约了新能源消纳。
