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一、风电发展面临的主要问题
我国风电发展取得的成就举世瞩目。2014年风电投资规模915亿元。到2014年底，并网风电已达到9657万千瓦，同比增长26.2%，年发电量1598亿千瓦时，占全国发电量的2.85%。
作为发展时间尚短的新兴能源，难免会遇到发展中的问题。当前风电发展面临的主要问题是弃风限电严重。由于电力统筹规划薄弱、配套电网建设滞后，风电送出消纳成为瓶颈。2014年，全国并网风电平均利用小时只有1900小时，同比减少125小时。
另外,风电规划、前期工作和运行管理有待加强。一些风电项目由于经营不善，长期亏损。一些老小机组效率低，运行维护压力大，赢利不佳。
二、风电发展面临的形势
(一)风电在我国能源发展战略中具有重要的地位和作用
大力发展风电等可再生能源是国家的重大战略决策,也是我国经济社会可持续发展的客观要求。积极推进风电发展，对于调整我国能源结构，保障能源安全，促进节能减排，保护生态环境，具有重要意义。在水能之后，风能是当前技术较为成熟、能够规模开发并具有很大发展潜力的可再生能源，风电已成为我国继煤电、水电之后的第三大电源，需要加快发展，不断提高风能利用水平，国家规划2020年风电装机将达到2亿千瓦。
(二)风电电价将逐步走低
随着风电科技创新和管理水平的不断提高，风电的发电成本将逐步降低，风电保护性的产业政策也将逐步退出，国家2014年下调陆上I、Ⅱ、Ⅲ类资源区风电标杆上网电价2分钱，计划到2020年风电与煤电平价上网，不再享受电价补贴。
(三)风能资源竞争日趋激烈
风能资源富集、接入条件好、效益水平高的地区新项目越来越少;风电项目核准权下放后，地方企业纷纷参与风电投资，增加了对资源的竞争。随着优质风能资源的减少，企业收益水平也会有所降低。
三、采取综合措施，提高风电发展质量和效益
(一)对于能源主管部门
1、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
(1)不管是什么能源，只要它的开发利用主要以转换成电能为基本形态的，其发展规划均应作为电源规划纳入电力发展总体规划，风能发电也是如此。
全国和各省风电规划要纳入电力发展总体规划，适应经济发展新常态的电力需求;实现风电等非水可再生能源发电与其他电源协调发展，关键是解决大规模非水可再生能源发展带来的系统调峰问题，要提高抽水蓄能电站、燃气电站等调峰电源比重;实现非水可再生能源发电与电网协调发展，关键是解决好电网消纳问题，对风电大规模开发，还要规划好目标用电市场和远距离输送问题，要加快建设非水可再生能源发电并网工程、跨省(区)、跨区域通道，合理扩大消纳范围和消纳市场。
要强化统一规划调控作用，未经全面、系统、科学论证，不应随意调整风电规划目标。
这是国家能源局和各省级能源主管部门加强统筹电力规划的重点工作之一。
(2)风电发展要贯彻“输出与就地消纳利用并重、集中式与分布式发展并举”的原则。
从2014年以来各地区6000千瓦及以上风电发电设备平均利用小时数据来看，2014年位于沿海的福建(2530h)、天津(2350h)、广东(2266h)进入了前5名。而作为全国大型风电基地的吉林(1501h)、甘肃(1596h)、黑龙江(1799h)却排在全国倒数5名之内;2015年上半年，全国并网风电平均利用小时1002h，广东(1509h)、天津(1338h)、福建(1271h)仍进入了前5名，而甘肃(699h)、吉林(760h)、黑龙江(889h)仍排在全国倒数5名之内。风电发展实践表明，我们必须贯彻“输出与就地消纳利用并重、集中式与分布式发展并举”的原则，实事求是、因地制宜地制定风电发展规划目标和安排建设计划，避免资源浪费。对高弃风限电比例地区和电力相对过剩地区，要控制电源项目开发速度和规模。
(3)风能资源丰富地区建设风电基地，是我国风电发展的重点。根据全国和相关省(区)电力规划和市场需求，积极推进酒泉、内蒙西部、内蒙东部、冀北、吉林、黑龙江、山东、哈密、江苏等9个大型现代风电基地建设。外送风火(风水)打捆项目要作为一个整体项目列入电力规划。
(4)以南方和中东部地区为重点，大力发展分散式风电。
随着低风速风电技术的不断进步，中东部和南方地区的分散风能资源的开发价值在迅速提高，这些区域经济发达或较发达、市场消纳能力较强，电价水平较高，大力开发利用风电将进一步促进我国风电产业持续健康发展。要在科学规划的基础上，以本地电网就近消纳为原则，合理确定项目建设规模和时序，不断完善风电开发建设的技术标准，协调项目建设与环境保护、水土保持等的关系，充分发挥风电节能减排和环境保护的重要作用。
(5)稳步发展海上风电。
积极推进海上风电示范项目建设，加强技术研究和储备。
2、加强市场监管
按照全额保障性收购的法律规定，加大执法力度，加强对电力市场的监管，重点监测各省(区)风电并网运行和市场消纳，掌握风电全额保障性收购的实际情况，及时向社会公布相关信息，督促解决弃风限电问题。
3、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。
4、建议国家主管部门组织专题研究“在电力市场化改革的大环境下，如何促进风电等非水可再生能源发电的健康、持续发展”，包括深入探讨“保障性收购政策与实行市场机制的关系、强制性标杆电价政策与实行市场机制的关系”。
(二)对于电力企业
1、要注重投资质量和效益，做好项目投资工作。
要吸取项目规划和前期工作质量差造成投产后就亏损的教训。
(1)要优化项目前期工作，加强管控、关口前移。做好电力市场需求预测与分析，进行多方案技术经济比选，加强项目选址和设计优化，选择优质项目开发。
(2)注重风机选型，把握技术性、可靠性、实用性和经济性。
(3)开展后评价，对风电项目的前期决策、工程建设和生产运营全过程进行系统、客观总结，尤其突出投资造价、经济效益分析和风机选型正确性、风机设备质量可靠性分析。认真对待后评价成果，吸取经验教训，采取相应对策、措施，进一步完善投产项目，改进在建项目，指导待建项目。
2、要提升新能源发电调度系统的管理水平。
(1)建立优先消纳新能源发电的调度运行机制。
(2)在大型风电基地地区，通过优化各类发电机组的协调运行，发挥跨区域电网错峰调峰作用等方式，提高电力系统的整体调节能力，满足大型风电基地风电并网运行的需要。
3、要提高运行管理水平。
(1)加强日常维护检修，开展设备缺陷治理，优化功率曲线，提高风功率预测能力，不断提高设备可用率和发电能力。
(2)改造老小风电机组，加强技术攻关，提高发电效率，延长机组寿命，提升盈利能力。
(3)优化风电场运维管理，实施“风电场群集中管控，少人职守，区域维护”的管理模式;实现检修维护标准化。
