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我国出现弃风限电现象的原因及缓解措施
弃风限电的原因：主要原因：一、缺乏资源有效配置1. 风电爆发式增长风电近十年来的高速增长是有目共睹的，七年间新增装机容量接连翻番，增速和发展水平在可再生能源领域颇亮眼。根据初步统计数据，2025 年的风电新增装机容量达到 3050 万千瓦，又创造了历史新高。在国家节能减排、能源革命的大背景下，以风电为代表的可再生能源的崛起各个环节的更新进度远落后于风电的发展速度。尤其是掌握风电应用关键的基础设施环节，如电网，始终宣称没有做好应对大规模风电并网的准备。（政府扶持政策，风力发电有利可图，市场机制下企业涌入这个行业，加上政府规划不足，后续基础设施环节跟不上，如风电并网准备不足。显得风机“过多”）←自己总结的2. 完全就地消纳不可能在风电大规模高增长的行业形势下，陆上风电资源富集的地区主要有“东北”、“华北”、“西北”等三北地区，在政策支持下，目前，我国已在甘肃酒泉、新疆哈密、河北、吉林、蒙东、蒙西、江苏沿海、山东等风能资源丰富地区，开展 8 个千万千瓦级风电基地的规划和建设工作。其中我国首个千万千瓦级风电基地是甘肃酒泉规划建设的千万千瓦级风电基地，规划 2015 年达到 1200 万千瓦以上。此后又拟追加黑龙江和山西千万干瓦级风电基地。 在这些千万千瓦风电基地中，地广人稀、经济欠发达地区占多数。80%以上的风能资源分布在“三北”地区，而 75%以上的能源需求集中在东部、中部地区。尤其是 2015 年，全国大部分地区投产的风电规模有较大幅度的提高，在经济下行的影响下，各地用电需求有所下降，中电联近日发布的《2015 年 1‐7 月份电力工业运行简况》显示，1‐7 月，全国全社会用电量 31668 亿千瓦时，同比增长 0.8%，增速同比回落 4.1 个百分点。风电消纳的形势异常严峻。 以新疆为例，目前，新疆新能源装机总容量已超过 1500 万千瓦，较 2014 年增长28.4%。但新疆地区用电需求在 2015 年是下降的，其中能够用于新能源调峰的公用电网只有650 万千瓦，连装机容量的一半上网都不能满足。再说外送，基本的上网送电都不能满足，打通外;}i}道更不简单。由于经济欠发达，新疆、甘肃、内蒙古等地区对于电网建设要求的巨额投资根本力不从心。此外电网基础设施建设审批过程慢，甘肃酒泉至湖南土 800 千伏特高压输变电工程，经历了 5 年的审批过程，而距离建成还需要两年，两年间不能送出的电力只能弃掉。跨区域输电线路又存在整体规划的问题，我国幅员辽阔的国土面积在输送上打下难题，从送到西或从北到南，将新能源电力输送出去是一个大工程，如果没有一只有力的大手来推动，很难如愿以偿的快速实现。（陆上风电资源富集的地区主要有“东北”、“华北”、“西北”等三北地区，地广人稀、经济欠发达。80%以上的风能资源分布在“三北”地区，而 75%以上的能源需求集中在东部、中部地区。就地消纳能力不足，而跨区域输送的能力也不足。）这个问题是中国特有的，外国的风力发电较为分散，就地消纳强3.电网投资，建设跟不上风电发展的步伐。
风电项目建设周期一般较短，通常首台机组建设周期仅为 6 个月；电网工程建设周期长，输电线路需要跨
地区，协调工作难度大。我国 220 kV 输电工程工期需要 1 年左右时间，750 kV 输电工程工期需要 2 年左右时间。
市场消纳能力不足，即市场空间不够。”中广核风电有限公司副总经理李亦伦表示，“比如‘三北’地区本身风能资源非常好，装机规模也很大，但是风电的消纳市场却没有。”“我国的地理条件决定了风能资源分布的不合理，比如北方地区的风况很好，而南方内陆稍微弱一些。就‘三北’而言
二、弃用煤电不容易 来看国内情况.目前，我国全国核准在建煤电项目 2.4 亿千瓦，拟在建项目 1.8 亿千瓦，如全部建设，2020 年煤电装机将达到 13 亿千瓦，东中部 12 省市核准煤电项目已达 800。万千瓦。数据显示，我国 70%的烟粉尘排放、85%的二氧化硫排放、67%的氮氧化物排放，都源于以煤炭为主的化石能源燃烧。2015 年 12 月 29 日，全国能源工作会议召开，明确提出“十三五”调整能源结构的具体路径。有消息称，从 2016 年开始对存在电力冗余的省份要根据实际情况，将可能会取消、暂缓和缓建一批煤电项目。对红色和黄色预警省份，禁止新建燃煤电站。 但是在这个时间节点之前，全国各地已经大量上马了一批火电项目。实际上，在一些经济欠发达及煤炭资源富集地区，火电厂的投资规模大，收益稳定，对当地政府来说，是拉动地区经济增长的必然选择。相比于风电，有些地区地方政府对于火电的青睐显而易见。2015 年 11 月 20 日，云南省工信委下发了一份《风电火电清洁能源置换交易工作方案的通知》明确提出，按照省政府研究缓解云南省火电企业困难有关工作会议纪要的要求，2015年的 11 月和 12 月，当云南省的火电厂发电量小于分配给他们的计划电量时，水电企业和风电企业要将自己发电收益的一部分支付给火电企业作为补偿。作为长久以来全社会电力主要来源的火电，目前来看，其主导地位短期内不可撼动。另外，在我国虽然能源行业早已趋于市场化，但是电力行业却始终把持在电网企业的手中，至于价格更是受制于国家管制，因此可再生等清洁能源发电并网难关重重。国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山曾公开对外表示，新电改首先要改的就是供给侧无法上网的问题，很多风电、光电等低碳绿色资源无法及时消纳，而这些新能源又高度依赖政府补贴，上不了网，就会严重打击新能源的发展热情和速度。国家应对气候变化战略研究中心主任李俊峰曾在接受南都记者采访时表示，五大电力公司都有自己的火电，而且是占大头的板块，他们保自己的火电就够了。以前煤价贵的时候，发一度电能赚一毛钱，现在煤价已经从六七百块钱跌到两百多块钱了，发一度电就能赚 3 毛钱。（ 在一些经济欠发达及煤炭资源富集地区，火电厂的投资规模大，收益稳定，对当地政府来说，是拉动地区经济增长的必然选择；煤电的利润高 ）
以前煤价贵的时候，发一度电能赚一毛钱，现在煤价已经从六七百块钱跌到两百多块钱了，发一度电就能赚 3 毛钱。
次要原因：1、风电具有的随机性和间歇性特点，使其无法像其他常规电源那样进行调度和控制，大规模集中开发对电网的安全运行会产生一定负面影响，同时在电源结构配置上要留有调剂的容量。我国电源结构以煤电为主，系统调峰手段有限，风电的大规模集中开发使电网调节更为困难。我国风电集中地区电源结构单一，系统调峰能力薄弱。
风电本身具有随机性、波动性和间歇性特点，风电并网需要配套建设调峰电源。（自身缺点）
和间歇性特点，风电并网需要配套建设调峰电源。（自身缺点）
2、实 保障可再生能源发展的相关法律难以全面落实 2006 《可再生能源法》“国家将可再生能
源的开发利用列为能源发展的优先领域，推动可再生能源市场的建立和发展” 等系列法律，落实这些制度的具体执行办法“缺位”，很难对优先使用清洁能源进行强有力的制约。
发电企业将希望寄托在“可再生能源配额制”，但由于配额制涉及多个地区、多家企业的切身利益，政府、企业难以达成共识，制度至今都未出台。目前，多数省区仍采用年度发电量计划管理，维持所有机组“平均上网小时数”的政策，加上省级政府具有自由裁量权，导致风电机组为火电机组让路。“十三五”期间，如果电力运行管理还以常规电源为主，不针对新能源发展特点作出实质性调整，弃风限电局面仍将持续，并有继续扩大的可能性。
（以下可略）
（以下可略）
第一，风电发展电源与电网规划脱节，与火电、水电等其他电源规划脱节。我国风电发展的主要矛盾是大规模和高速度发展的风电装机、发电能力与电力送出、消纳能力的矛盾。近几年来，风电电源工程建设投资与并网装机容量一直呈上升态势：2013 年，风电完成投资 631 亿元，同比增长 3.9%，全国并网风电装机容量 7548 万千瓦，同比增长 24.5%；2014 年，风电完成投资 960亿元，首次攀升至榜首，并网风电 9581 万千瓦；去年 1~8 月，风电完成投资 571 亿元，同比增长 28.7%，新增发电生产能力 1014 万千瓦，在建规模 2225 万千瓦。虽然电网企业已加大对可再生能源接入工程投资，但由于电网规划与风电发展规划脱节，加上二者建设工期不匹配，导致风电项目与电网项目不协调，风电窝电问题严重。
目前，更值得注意的一个现象是，在经济新常态电力需求放缓的背景下，各地火电项目出现了热火朝天“大干快上”的局面。去年 1~8 月，火电在建规模同比大幅上升，已投产 3082 万千瓦，在建规模 8758 万千瓦，数字有些触目惊心。投建火电项目虽有拉动经济增长的积极作用，但长远看无异于饮鸩止渴。
火电大规模上马加剧电力产能过剩，风电的生存空间也被进一步挤压。如果这种势头不加以遏制，未来几年“三北”地区风火矛盾或将变得更加尖锐，弃风限电问题也将更严重、更难解决。这一矛盾还反映出一个深层次问题，即我国能源发展缺乏统一规划，在年均经济增长速度放缓的背景下，火电、水电、风电、核电、光伏究竟发展到多大规模比较合适至今没有定论，各规划目标在政府部门之间未达成统一共识，各电源规划的制定带有明显的局限性。
第二，风电区域布局不均衡。我国能源生产和消费呈现典型的逆向分布特点。一方面，我国风电资源集中在“三北”地区，当地由于经济欠发达，电力市场容量不大，消纳能力较弱。“十二五”期间，东北地区风电装机增长速度远远高于当地电力需求的增长。受气温及经济稳中趋缓等因素影响，2014 年电力消费需求增速创 1998 年以来新低，去年东北和西北区域电力供应能力仍然有可能富余较多。
为消纳“三北”地区风电、加大非化石能源利用强度，国家能源局等有关部门规划建设 12条大气污染防治输电通道，从西部向京津冀鲁、长三角及珠三角等地区送电。大气污染防治12 条输电通道以及已投运的风火打捆外送专用通道中，已确定配套外送风电 1500 万千瓦、光伏发电 400 万千瓦左右。经测算，所有输电通道经挖潜还可再打捆外送 2000 万千瓦左右风电，尽管如此，“十三五”期间也只有约 4000 万千瓦的可再生能源外送能力，仍难以满足所有风电大基地送出需求。
另一方面，我国风电集中地区电源结构单一，系统调峰能力薄弱。风电本身具有随机性、波动性和间歇性特点，风电并网需要配套建设调峰电源。而我国风电集中的“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足 2%，特别是冬季由于供热机组比
重大，调峰能力严重不足。从理论而言，火电系统拥有一定的灵活调节裕度，火电机组可以为风电进行调峰，但调峰所付出的成本需要有所补偿。由于各个发电机组的上网电价由政府确定，机组之间丧失了灵活调节的动力，市场激励机制缺乏，导致电力辅助服务动力缺乏。
第三，保障可再生能源发展的相关法律难以全面落实。2006 年我国《可再生能源法》的施行，使可再生能源终于有法可依，“国家鼓励和支持可再生能源并网发电”“国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，推动可再生能源市场的建立和发展”等表述彰显了国家推动清洁能源发展的决心。2007 年，我国发布《节能发电调度办法（试行）》，去年，国家对《可再生能源法》进行了修改，国家发展改革委、国家能源局又配套电改出台了《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》。从整体上看，这些文件都不具有法律约束能力，落实这些制度的具体执行办法“缺位”，很难对优先使用清洁能源进行强有力的制约。面对这种现实，发电企业不得不将希望寄托在“可再生能源配额制”之上，但由于配额制涉及多个地区、多家企业的切身利益，政府、企业难以达成共识，制度至今都未出台。目前，多数省区仍采用年度发电量计划管理，维持所有机组“平均上网小时数”的政策，加上省级政府具有自由裁量权，导致风电机组为火电机组让路。“十三五”期间，如果电力运行管理还以常规电源为主，不针对新能源发展特点作出实质性调整，弃风限电局面仍将持续，并有继续扩大的可能性。
我国出现弃风限电现象的原因及缓解措施
弃风限电“魔咒”待解
2016 年 1 月 15 日，一份由五大国字头新能源企业联署的意见函被递交到了国家发改委。
《中国新闻周刊》获悉，五大新能源国企上书国家发改委反映的主要内容是：对 2016 年甘肃新能源企业参与电量直接交易意见及建议。
该意见直陈：2016 年甘肃省给新能源的发电量仅有 50 亿千瓦时，其余的发电量，全靠与大用户签订直购电量，或者与各企业的自备电厂签订发电权置换交易完成。这种政策在 2015 年已有所实施，在已进行的交易中，新能源企业将区域标杆电价全部让出，仅得国家补贴，方可获得部分发电权，“形成国家补贴新能源、新能源让出电价，清洁能源补贴污染企业、高耗能企业的怪圈”。
“就这么说吧，相当于一年下来，企业连贷款利息都还不上，”上述一家新能源企业负责人向《中国新闻周刊》解释称，“这样下去，以后谁还会再投资新能源建设？”
据《中国新闻周刊》调查了解，这五大国有新能源公司联名上书国家发改委的背后，牵扯到的是中国
风电业的一个陈年旧疴――弃风限电。
逐年攀升的弃风率
所谓弃风限电是指在风机设备状态正常、风也很大的情况下，由于电网消纳等原因，不让风电场发电。
实际上，弃风问题是伴随着中国风电企业的发展愈演愈烈。而据业内人士透露，2015 年弃风率无疑是最严重的一年。
甘肃一家新能源公司负责人向《中国新闻周刊》透露，2014 年之前，他们的平均弃风率在 20%左右，但进入 2015 年以来，弃风率直线上扬：1 至 5 月，平均弃风率达 30%。进入 6 月后，平均弃风率都在 50%以上，最高的 7 月达到 65.7%。据该负责人透露，粗略估算，仅其所在的企业 2015 年因弃风限电造成的收入损失约为 2.9 亿元。
另一家宁夏新能源企业负责人告诉《中国新闻周刊》，宁夏的情况也并不乐观。他所在的公司从 2015年 9 月起，弃风率开始持续上涨，9 月的弃风率为12.68%，10 月已涨至 36.5%，11 月为 62%，12 月已经达到 90%。
“弃风 90%，就是一个风电场有 30 台风机，只允许开 3 台;如果这个风场是装机 10 万千瓦，那就要白白损失 9 万千瓦。”这位企业负责人解释。
国家能源局公布的数据证明，高弃风率在 2015年的确不是偶发现象。据《2015 年上半年全国风电并网运行情况》，2015 年上半年，全国平均弃风率达15.2%，同比上升 6.8 个百分点。其中，弃风率最高的三个地区依次是吉林（42.96%）、甘肃（30.98%）和新疆（28.82%）。
“2015 年应该是史上弃风率最高的一年。”中国风能协会秘书长秦海岩向《中国新闻周刊》表示，“发改委能源局的官方数据还没有发布，我们业内估计，全年总弃风电量约为 350 亿度电，直接经济损失超过180 亿元。全年的弃风损失几乎抵消了 2015 年全年新增装机的社会经济效益。”
然而，真正令业界震动的是，2015 年如此高的弃风率并非是由于技术原因，而更多是由于政策原因。“之前风场也会弃风，但一般属于主动弃风，主要是出于技术或者安全原因。”上述甘肃新能源企业负责人介绍，“但是 2015 年不一样了，是明明可以发电，风呼呼刮，但却不允许你发电。” 质疑地方政府违法
“不允许发电”是以要求新能源企业参与电量交易的形式出现的。以甘肃为例，2015 年，甘肃省政府和发改委先后推出了三条政策，要求新能源企业参与电量直接交易。
2015年6月，甘肃省发改委发布了《关于开展2015年新能源直接交易试点的通知》。这份编号为甘发改商价【2015】674 号的文件将这项政策的初衷表述为：
“为进一步推进电力市场化改革，促进省内新能源产业发展。”
“但事实上这种政策并不能促进新能源产业的发展。”上述甘肃新能源企业表示。该企业负责人进一步解释说：“直接交易”的含义是，一个新能源发电场想要发电，必须先参加交易，找到用户，“人家买多少，才能发多少”;同时，交易价格也必将低于国家规定的标杆电价，因为“报价高，没竞争力，没人买啊”。
根据 2006 年开始实施的《可再生能源法》：电网应当全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。
“但现在变成了不仅不全额收购，而且新能源企业连标杆电价都拿不到，要贱卖，才能发电。”另一家风电企业向《中国新闻周刊》透露，甘肃省的标杆电价是每度电价 0.325 元，风电正常上网后，算上国家补贴，每度收入是 0.54 元。但在直接交易中，这家风电企业最终的平均交易价格只有 0.246 元/千瓦时，算上国家补贴，每度电收入为 0.461 元，相当于每发一度电，便直接亏损 7 分钱，这还不算运营成本和设备
折旧。
2015 年 6 月 2 日，重庆装机容量最大的风力发电项目大堡梁风电场正在建设中。图/CFP
2015 年 11 月，甘肃省能源监管办发布了第二个针对新能源企业的通知。这份编号为甘监能市场【2015】163 号的通知表示，将在 2016 年拿出中国铝业的兰州分公司和玉门油田分公司的自备电厂总共20.3亿千瓦时的电量，由全省各家新能源公司申报电量，最终在甘肃能源办监管下“撮合交易”。
由于传统企业的自备电厂通常都是火电厂，这种交易通常被称为“风火电发电权交易”，即风电企业为获得发电的权力，要先从火电企业购买发电量，而火电企业依靠交易发电权，就可以获得收入。
紧接着，2015 年 12 月中旬，甘肃省发改委又推出了“甘肃省 2016 年电力用户与发电企业直接交易”政策。在这个政策中，新能源企业不仅要依靠和电力用户交易获得发电权，在交易过程中，还要和火电企业去竞争价格。
“这些政策的本质都是一样的，”秦海岩对《中国新闻周刊》表示，“地方政府违法！”
“新能源企业本来依法拥有优先全额发电上网的权力，但是现在既不优先，又不全额，还强迫企业去
买发电权。”他说，“可是新能源发电项目的预算、规划、贷款，都是有法律规定的，现在突然全不算数了，导致企业亏损运营，首先是违反了《可再生能源法》;其次是地方政府不讲诚信，这样下去，谁还敢再做投资？”
类似政策不只出现在甘肃。
上述宁夏新能源企业负责人向《中国新闻周刊》透露，从 2015 年 12 月中旬开始，宁夏经信委和宁夏电网中心也召开类似会议，提出 2016 年拿出 60 亿千瓦时的外送电量，由西北五省的新能源企业与火电公司一同进行市场竞价，价低者得。
对于是否参与交易，这位负责人透露，企业的心态比较矛盾：不参加，可能就没有发电权;参加，却也无法获得合理的收入。他透露，2015 年下半年，宁夏电力公司已组织过两次新能源外送竞价交价，总计 2亿千瓦时，最终交易挂牌价仅为 0.19 元/千瓦时和 0.24元/千瓦时，分别比宁夏的标杆电价 0.2771 元/千瓦时低了 8.7 分和 3.7 分。
他预计 2016 年新的竞价并不会有利于新能源企业。果然，12 月 17 日，他收到了一份《2016 年西北送山东（银东直流）大用户直接交易公告》，他预计2016 年新的竞价并不会有利于新能源企业。果然，12
月 17 日，他收到了一份《2016 年西北送山东（银东直流）大用户直接交易公告》，在为这项交易召开的后续会议上，组织者动员新能源企业委托电网公司代理，以“0”标杆电价参与交易。这意味着，新能源企业让出全部标杆电价，仅得国家补贴电价，才能获得发电权。
这位负责人告诉《中国新闻周刊》，这个政策在宁夏省内新能源企业中引起了强烈不满，一位新能源公司老总直接在会议上公开朗诵了《中华人民共和国可再生能源法》，“他连第几号主席令、第几章、第几款这些都念了，我们不敢吱声儿，就拼命给他鼓掌。” 利益分配问题
经济下滑导致全社会用电需求减弱，无疑是 2015年弃风率创纪录的一个重要原因。
根据国家能源局 1 月 18 日发布的数据，2015 年，中国全社会用电量 55500 亿千瓦时，同比增长仅有0.5%，相较于2014年下滑3.3个百分点，并且成为1974年以来的最低水平。
另据中国电力企业联合会于 2015 年 12 月发布的《2015 年 1-11 月份电力工业运行简况》，在弃风率较高的 2015 年 11 月，有 11 个省份全社会用电量增速为负，其中增速低于-5%的省份全部是风电资源富足的西
北省份：甘肃（-10.7%）、新疆（-11.0%）、青海（-11.9%）和云南（-14.4%）。
在 2015 年年底国家电网公司发布的《国家电网2015 年新能源运行消纳情况》中，还将部分原因归结为跨省跨区输送通道能力不足的刚性约束。
这份消纳情况直接列举了甘肃省的情况：甘肃酒泉风电基地装机规模已超过 1200 万千瓦、太阳能发电近 600 万千瓦，但用于支持这些电力外送的酒泉-湖南特高压直流工程直至 2015 年 5 月方核准建设开工，预计 2017 年才能投产，外送通道建设滞后于发电设施 2至 3 年。
在业内人士看来，这些都只是客观原因。根本原因还是目前依然以计划为主导的电力市场体制，以及中国电力市场尚未形成有序的竞争体制。
“首先，中国多年的计划经济延续至今，形成的一个意识和习惯是：优先保证火电的发电量;其次，由于新能源发电有一定的不确定性，比如风电，有风才能发电。”秦海岩说，“所以，目前形成的一个现象是，虽然《可再生能源法》规定了要优先保障可再生能源的发电上网，但各地政府和电网在做电量计划时，只有火电的计划电量，而没有风电、光电等新能源的计划电量。火电拥有了事实优先的地位。”
新能源发电量目前在全国总发电量中占比只有4%，在经济增速强劲、全社会用电需求量大时，这种体制不会给新能源发电项目造成过大冲击;可一旦出现经济下滑、用电动力减弱，惯有的“保火电”意识，便会直接威胁新能源发电企业的经济效益。
客观地看，在全社会用电量同比增长仅有 0.5%的背景下，不只是风电企业的弃风限电率达到历史新高，各类型发电企业的平均发电小时均出现了大幅下滑。
据中国电力企业联合会于 2015 年 12 月发布的《2015 年 1-11 月份电力工业运行简况》，全国风电设备平均利用小时数同比下降了 74 小时。然而全国火电设备的平均利用小时数同比下降得更多，达 355 小时，降幅比 2014 年同期扩大了 94 小时，在火电利用小时同比下降的 28 个省份中，下降最多的云南和福建甚至超过了 900 小时。
“火电企业的体量比较大，因此，地方政府首先要面对的是火电企业效益下滑的问题。火电企业同时还牵扯到相关行业的税收、就业及由此带来的社会稳定问题。”一位不愿具名的业内专家表示， “也要看到，在大家都吃不饱的情况下，这是一个在错误的框架内不得已而为之的办法。”
宁夏的情况或许可以作为注脚。据媒体报道，为
进一步拉动煤炭增长，宁夏地方政府促成神华宁煤集团与区内 16 家电力企业签订电煤合同，总量为 2790万吨。在一篇题为《宁夏经济升级版的破局路径》中，区经济和信息化委员会相关负责人介绍的经验之一为：加大电煤合同兑现考核力度，确保区内电厂每天消化宁煤 8 万吨。
但一些地方政府的做法超出了新能源企业的接受范围。
《中国新闻周刊》获得的一份云南省工业和信息化委员会下发的《2015 年 11 月和 12 月风电火电清洁能源置换交易工作方案通知》显示，云南省工信委要求：因火电企业经营困难，2015 年 11 月、12 月，风电场发电量要按一定置换比例，将风电企业的电费收入，按国家批复火电电价的 60%支付给火电企业。
国家能源局新能源和可再生能源司副处长李鹏的总结很直接。在 2015 北京国际风能大会的开幕讲话中，他公开表示：风电消纳“不是技术问题，更多是利益分配问题”。
2015 年 11 月 30 日，国家主席习近平在气候变化巴黎大会上发表主旨演讲中也表示：中国将实施优化产业结构，构建低碳能源体系，并将尽力达到 2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比 2005 年下降
60%-65%，非化石能源占一次能源消费比重达到 20%左右。“虽然需要付出艰苦的努力，但我们有信心和决心实现我们的承诺。”
在秦海岩看来，能否从制度上解决弃风、弃光的问题，是能否兑现这一承诺的关键环节。
事实上，弃风限电现象已经引起了国家层面的重视。李鹏在 2015 北京国际风能大会上公开表示：风电“十三五”规划的重点不是装机和并网目标，而是保持政策的稳定性，并重点解决弃风限电问题;否则，装机量增加，发电量不增长，将造成投资浪费，“整个行业的发展没有意义”。
李鹏在接受《中国新闻周刊》采访时称，电力体制改革涉及方方面面，2015 年弃风现象创历史新高，原因也比较复杂，国家发改委正在研究解决办法。
2015 年 12 月 31 日，国家能源局起草下发了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法（征求意见稿）》。虽然尚在征求意见中，但一些条款已开始向新能源企业倾斜。比如：将可再生能源并网发电项目年发电量划分为“保障性收购电量部分”和“市场交易电量部分”，各地电网要优先安排保障性收购部分，如因调度安排等原因导致没有优先收购，要对可再生能源并网发电项目给予补偿。
上述多家新能源企业表示，如这一管理办法能够落实，将有效缓解目前的困局。
据了解，目前各地新能源企业直接参与电量交易及风火电发电权交易政策，已被紧急叫停，但新的政策仍未公布。
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