同时，可以通过调整风电电价政策，降低限电严重地区增量项目上网电价，控制装机容量规模。价格信号的顺畅传导将形成消费带动生产、生产促进消费的良性循环。就电力生产而言，“以销定产”将抑制发电企业的盲目扩张冲动。目前，我国第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区风电电价的调整，应该以消除弃风限电为前提条件。建议充分发挥价格调节机制，对限电严重地区新开发的风电项目上网电价进行下调，从整体角度弱化限电地区新投风电项目赢利能力，减缓风电开发企业继续抢占风电资源、扩大装机规模的动力，在风电限电问题解决前，放慢限电严重地区风电发展脚步。
(三)加强风电发展规划管理，科学有序地进行风能资源的开发利用。风电发展规划应纳入电力发展总体规划，将风电开发与其他能源开发相结合，统筹规划，“水火核风光”通盘考虑，以尽快形成煤、油、气、核、可再生能源多轮驱动的能源供应体系。只有真正制定科学、统一、合理的风电发展规划，合理安排风电发展的速度和规模，加强风电项目与电网、火电、水电、核电等电力项目的协调，才能从源头解决弃风限电问题。
一方面，合理规划风电发展方向，控制年度新增装机规模。《国家应对气候变化规划(2014~2020年)》提出，到2020年并网风电装机容量达到2亿千瓦，精细化、高效化、稳定化应成为实现这一发展目标的前提。目前限电严重的“三北”地区风电项目的投资回报已呈逐年下降趋势，并已出现大量风电场经营亏损状况，应严格控制这些地区的装机节奏，尽量减少大规模并网导致弃风限电带来的损失。
另一方面，加强风电与电网建设规划的协调统一。面对我国风电产业持续快速发展，电网企业已做了大量工作，国家电网数据显示，截至2014年年底，国家电网公司累计投资795亿元，建成新能源并网及送出线路4万千米，其中，风电3.7万千米、太阳能发电2625千米。未来一段时间内，应进一步加强风电与电网的统一规划，建立风电项目与电网工程同步规划、同步投产的有效机制。此外，特高压需要规划好输电通道中风电和火电的结构，从而保证风电的上网空间。但是，从目前实际情况看，通过风电上网通道建设，是否能够保证风电全额发电送出还是一个值得期待的问题。
(四)切实转变发展思路，让风电“集中规模化开发”与“分散式开发”并举，鼓励风电就地消纳。在开发大型风电基地同时，积极建设中小型风电项目接入配电网就地消纳。可再生能源发电外送有7%以上的损耗，加上需大量配套调峰电源，而且外送距离超过2000千米，项目经济性就会变差，还不如在东中部地区发展分散式风电。从短期发展目标来看，国家能源主管部门已将风电的利用水平，作为国家第五批核准计划布局与规模的前提条件，中东部和南方地区首次占据发展的主要位置。在中长期内，仍应因地制宜，积极稳妥推进分散式风电，建议国家能源主管部门尽快出台分散式风电的扶持政策，完善产业规范、技术标准，地方政府出台相关实施细则，尽快促进分散式风电市场的形成。
(五)积极推进风电系统辅助服务的市场化。风电要想发展，必须解决调峰问题。从实际经验来看，火电具有很强的调峰能力，抽水蓄能电站、蓄电池、燃气电站都能为风电调峰，但相关辅助服务市场尚未建立，利益补偿机制仍处于缺位状态。
建议政府部门进一步测算有关辅助服务的补偿标准，或建立调峰调频等辅助服务交易市场，运用经济办法调动有调峰能力电厂调峰的积极性，建立调峰、调频等辅助服务的补偿机制，深入挖掘系统调峰能力，不断提高本地电网消纳风电的能力。
出台配套细则，加快建设抽水蓄能、燃气发电等调峰电源，积极发展调峰性能好、高参数、大容量、高效率燃煤机组，并加快调节性能好的大型水电基地建设，以满足系统调峰需求、促进风电与调峰电源协调发展。
(六)推进电力体制改革，建立公平竞争的电力市场和调度机制，才是解决弃风限电的根本之策。电改的最终目标是构建政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。目前我国尚未完全建立起电力市场机制，电力资源配置基本停留在行政审批的计划经济管理模式上;电价改革严重滞后，电价传导机制不健全。这些都是《可再生能源法》难执行、节能调度办法难实施的根本原因。其实，电力系统实现较高比例的风电接入在技术上是可行的，比如蒙西电网一直保持着高比例风电接纳记录。可以说，电力体制改革及其营造的市场环境是否到位，将决定风电能否优先上网及全额收购。建议加快电力市场化改革，改变当前以计划电量为基础的电力系统运行模式，构建公平有效的电力市场运行机制;加快放开售电和配电业务，同时出台可再生能源配额制，为能源新业态健康发展创造条件;通过市场手段改变水电、风电等可再生能源跨区输送价格及利益分配机制，促进可再生能源良性发展。