近日，国家能源局发布数据显示，前9个月，全国风电平均利用小时数1251小时，同比下降66小时，降幅较上半年收窄19小时；风电弃风电量394.7亿千瓦时，平均弃风率19%。专家表示，虽然相较于上半年21%的平均弃风率有所收窄，三季度的弃风形势依然不容乐观，在“十三五”风电装机还将保持大幅增长的情况下，推动风电高比例应用已成重中之重。
在过去一年里，中国乃至全世界的风电产业发展都取得了丰硕成果，到2015年底，全球风电累计装机容量达4.32亿千瓦，遍布100多个国家和地区。其中我国风电装机去年达到1.29亿千瓦，截至目前已经突破1.4亿千瓦，但是面临的问题也日益突出。
国家能源局数据显示，三季度，全国风电新增并网容量1000万千瓦，截至9月底，累计并网容量1.39亿千瓦，累计并网容量同比增长28%；全国风电上网电量1693亿千瓦时，同比增长27%。
并网风电装机容量的快速上升，给风电消纳带来不少困难。其中，吉林、新疆和甘肃等省份设备利用小时低于1000小时，其中甘肃仅870小时。与上年同期相比，新疆、宁夏和甘肃风电设备利用小时同比分别降低388小时、358小时、105小时。“三北”地区部分省份弃风情况仍然较为严重。
电网和调峰电源建设管理与电源建设不匹配，被认为是阻碍风电消纳的两个主要原因。国家可再生能源中心主任王仲颖透露，按现在情况，京津冀区域的电网应该有600多万千瓦调度的缺口，如果把内蒙古京津冀这4个通道13条回路利用好的话，现在还可以多接纳1500万千瓦的风电。
内蒙古电力（集团）有限责任公司总经理助理王小海认为，由于电网约束造成的弃风比例大概占总弃风比例的20%到30%，因此还有很大空间可挖。“对电网来说要继续增大投资建设，在电网侧提高电网运行的灵活性，同时加强长距离、大容量输送风电的能力，并提高电网安全稳定性。”王小海说。
此外，经测算分析，如果把京津冀煤电机组灵活调度起来，通过现有的电网基础设施，外加一些必要的配电网络，仅京津冀和内蒙古区域，到2020年总共可以接纳风电装机2.2亿千瓦。
“届时京津冀1亿多千瓦火电的年运营小时数将降到3385小时，而到2030年，如果煤电调峰的技术创新再有突破，同时不对现有电网做改动，煤电机组利用小时数将进一步降低至2331小时。”王仲颖对《经济日报》记者坦言，如果上网电价保持当前价格不变，那么随着煤电利用小时数的大幅降低，煤电厂将肯定面临亏损。因此弃风也不是简单的技术问题，而有体制机制、利益分配的问题。
以目前情况来看，传统火电调峰能力仍然还有挖掘空间。“由于煤价等原因，现在无论是供热期非供热期，火电机组真正调峰能力没有达到合同要求。”王小海建议，下一步，可在供热电厂推广增加蓄热环节，即在供热电厂直接把热能储存起来，一旦把热量在电厂侧直接蓄起来实现热电解耦（一种储热技术），那么便可在冬季释放很大的风电接纳能力。
另外，专家还建议，可在电网侧推广清洁能源供暖，但这需要更好的国家政策来支持，因为现在的清洁能源供暖项目运行基本都处于亏损状态。