3.系统调峰（调频）能力不足。
我国“三北”风电基地中，华北、东北电力系统都是以火电为主，其中华北电网几乎为纯火电系统，仅建有少量抽水蓄能电站承担备用、调峰、调频任务，东北电网水电装机（含抽水蓄能）850万千瓦左右，占系统装机比重也不足10%。
由于东北、华北电网调峰调频电源（水电、蓄能及燃气电站等）少，系统调峰主要依靠火电自身调节能力，进入冬季后大量热电联产机组承担供热任务，调峰能力大大下降，在不考虑风电并网的情况下，系统调峰已经十分困难，当具有波动性、随机性和较强反调峰特性的风电大规模（超过系统消纳能力）接入后，为了满足调峰要求，保证系统安全，只能被迫进行弃风调峰。
调峰能力不足是造成目前我国特别是华北、东北地区风电弃风的主要原因，调峰能力不足引发的弃风电量占总弃风电量的比重在40%-90%。
二、提高含风电的电力系统整体运行效率的技术措施
若希望减少风电弃风，就应该针对原因分析研究相应措施。需要强调的是，当提出一项措施时，不能将是否减少风电弃风作为唯一指标来衡量措施的优劣，而应从全社会效益出发，综合、全面地评价该措施在技术、经济、环保等方面的投入产出状况。
1.加强系统安全管理，优化设备检修安排。
通过强化制度建设、推行精细化管理，能够有效降低输变电设备故障概率，提高风电送出工程可靠性，避免因故障引起限电和弃风；通过总结风电出力特性，合理优化输变电工程年度、季度计划检修安排，避开风电大发季节和时段，也有利于减少弃风损失。
2.优化风电送出方案，扩大风电消纳范围。
对于风电场至系统第一落点的专用送出线路来说，当线路送电能力等于风电场装机时，线路的年利用小时就等于风电机组利用小时即2000多小时；而当线路送电能力等于风电场装机的60%（可保证95%概率下风电出力的外送），线路的利用小时大约上升至4000小时。
为了提高送电工程的利用率，适度降低线路送电能力是合理的，在风电场接入系统、送出工程可研中，应开展专题研究确定送电能力。
当风电机组所在地区的电网没有足够消纳能力时，可以通过电网间已有联络线裕度或新建联网送电通道，将风电送至其他省、区域电网消纳。在新建远距离送电通道输送风电前，需进行全面深入的分析论证。由于利用小时数低，单纯为输送风电而建设远距离输电通道往往是不经济的，应结合送受端资源、负荷等情况，因地制宜采取风火打捆、风水打捆等方式，提高送电通道的利用效率。例如我国西北的新疆、青海等地区就具备风火、风水打捆外送的基础条件。
6.建设电锅炉供热工程，利用低谷弃风电量。
目前，在部分供热期长、风电弃风较严重地区，已经开始研究并示范电锅炉供热工程。受条件限制，作者还未能赴实地调研了解，以下分析可能有不妥之处。
建设电热锅炉后，若仅采用风电弃风电量供热，则存在随机性、不稳定性的缺点，无法单独为热用户提供服务，只能作为常规供热手段的补充；若使电热锅炉保持连续稳定供热运行，将可作为有效的热源并替代常规供热设备，并显著提高低谷负荷率，降低系统峰谷差，改善风电消纳条件，但在没有风电弃风的时段，电热锅炉将大量消耗有效电能，大幅度提高成本、降低能源效率，经济性也很难保证。
综合考虑，建议重点在风电弃风量大、热价承受能力强、环保要求高或集中供热未覆盖的地区，研究居民及商业用户采用或改造为电采暖方式的技术经济特性，并确定最佳规模，在方案总体合理的前提下，给以补贴政策，引导最佳规模的实现。
7.加强需求侧管理（DSM），改善负荷特性。
随着我国智能电表等智能用电技术不断成熟和推广应用，采取灵活电价手段推动DSM发展的条件更加完备，DSM在减小峰谷差、改善系统特性、促进风电消纳等方面一定会发挥更大作用。
8.加强风电出力预测，优化系统调度运行。
准确的短期风电出力预测，能够帮调度员优化日、周的机组启停、备用分配、跨区送电曲线等系统运行方式，为风电消纳创造最佳的短期运行环境；较为准确的中长期风电预测，能够帮助调度员优化安排发电机组检修、风电场送出线路及重要断面设备检修、跨区送电安排等系统季度、年底生产检修计划，为风电中长期消纳创造条件，最大限度避免弃风出现。
在优化系统运行方面，可以通过提高短期中期负荷预测准确性、优化网络潮流、提高重要断面输电能力，以及优化跨地区送电曲线，改进调度运行优化模型、算法与程序等多种措施，优化系统运行方式。
三、有关建议
1.加强统一规划，实现风电合理、有序、优化开发。
风电大量弃风从技术上可归纳为送出线路检修或故障、送电线路能力不足、系统调峰能力不足等几方面原因，但深入到管理层面，主要就是没有坚持科学研究、统一规划，没有按照规划目标严格项目核准，确保规划落实，导致风电不合理地过快发展、过度集中布局而引发的后果。
科学统一的发展规划应该在全国清洁能源发展总体目标和可承受的电价财政补贴额度的指导下，提出规划水平年风电上网电量目标，拟定多种风电装机规模及布局方案，并综合多种风电就地及跨区域消纳方案、调峰调频机组配置方案、DSM方案、优化调度方案等，优选出满足风电上网电量条件下全社会、全系统成本最低的方案作为推荐方案。以推荐的风电开发规模和布局方案为基础，制定出风电发展政府规划，并严格按照规划审批核准风电项目。
2.优先采取辅助服务市场化、风功率预测、优化调度等手段减少弃风。
加强设备检修维护、推动辅助服务市场化、加强DSM管理、提高风功率预测精度、优化调度运行方式等管理措施，均不需要大量资金投入，措施得当可以充分挖潜系统潜力，增加风电消纳，经济、环保和社会效益十分显著。
3.合理布局建设抽水蓄能、燃气发电等调峰电源项目。
抽水蓄能与燃气发电机组运行灵活、成本相对较低，是目前条件下具备经济竞争力的调峰手段。结合到具体地区，还应全面掌握电源、负荷及资源禀赋等特性，深入分析弃风电量和特点，对调峰机组总量、类型等进行优化研究。抽水蓄能机组运行最灵活、调峰能力最强，在资源条件具备的情况下，可优先选择。单循环燃气机组灵活性强、建设成本低，在单纯为解决调峰不足、弃风量大的问题时，可优先选择。
4.研究风电与其他电源打捆外送，合理扩大风电消纳市场。
我国西北、华北和蒙东等风电资源丰富地区，也蕴藏着丰富的煤炭、水电等能源，具备同时建设风电基地及煤电、水电基地的条件。采取风电与煤电、水电等常规电源打捆外送，可有效扩大风电消纳市场，同时避免风电单独外送通道利用率低的问题，对减少风电弃风具有积极作用。同时，要研究解决好配套电源调节能力、系统运行稳定性、受电地区调峰等问题。
5.规范弃风管理，合理弃风。
理论和实践经验都表明，在我国北方风电大规模集中开发地区，做到风电电量百分百消纳技术上难以实现，经济上也不尽合理。科学的做法是采取整体优化措施，通过合理弃风，保障更多风电接入。
同时，应对风电弃风进行科学规范的管理，一是政府主管部门牵头制定并公布弃风管理办法，完善弃风管理机制；二是加强弃风统计和信息公开，避免暗箱操作，保障公平对待各发电企业；三是加强弃风分析和预测研究，提供投资方、政府决策机构和社会公众对弃风的合理预期。