2017年一季度，內蒙古風電新增裝機容量19萬千瓦，累計并網容量2606萬千瓦，累計上網電量119億千瓦時，棄風電量32億千瓦時，棄風率為21%，利用小時數為475。從2006年的13.3萬千瓦到現在的2606萬千瓦，11年間增長195倍，年均增幅超過20%。綠色風電早已成為“缺水無核”的蒙西地區第二大主力電源，已由補充能源向替代能源漸次過渡。
但從建設開始，高棄風率就一直伴隨著內蒙地區風電產業的發展，近年來，我國風電棄風限電形勢加劇，國家能源局官網數據顯示，內蒙古2014年、2015年、2016年的棄風率分別為9%、18%、21%，今年的棄風率全國排名第四。內蒙古2016年新增并網容量132萬千瓦，居全國第二位。而從棄電量來看，2016年內蒙古棄風電量124億千瓦時，排名也是全國第二。
蒙西電網2014年風電發電量占比達到8.20%，2015年占比達到8.64%，2016年占比達到10.31%。2015下半年，蒙西棄風電量為33億千瓦時，棄風率達到20%；以呼倫貝爾地區為代表的蒙東基地同樣不樂觀，蒙東電網提供的數據顯示，呼倫貝爾地區風電總裝機容量71.27萬千瓦，2014年全區預計平均利用小時為1085小時，同比下降267小時，棄風率為19.7%。
河北風電基地 風電外送通道建設緩解棄風問題
近年來，作為國家可再生能源示范區的河北省張家口市，依托京津冀協同發展和2022年北京聯合張家口舉辦冬奧會的契機，加快風電、光伏、光熱和生物質發電基地建設。據國網張家口供電公司介紹，截至目前，該地區風電、光伏、光熱和生物質等新能源總裝機容量達1058.5萬千瓦，并網容量達908.5萬千瓦。2016年，全市風電全年發電量達到了103億千瓦時，實現銷售收入56億元，節約標煤360萬噸，減少二氧化碳排放944.5萬噸，二氧化硫3萬噸
實際上，張家口本地電力需求僅有1.85吉瓦，外送能力僅5.5吉瓦。早在2013年，河北省新增風電并網容量就已達到68萬千瓦，累計并網容量775萬千瓦，同比增長近10%，并網容量在全國排在第二位。但同時河北于彼時排在全國首位，“棄風”電量28億千瓦時，棄風率16.59%；2014年張家口的棄風率已高達30%。
為解決高棄風率問題，經過多年建設的張北500千伏開閉站于2015年4月正式投入運行，這標志著張家口“三站四線”風電送出工程全面投運。“三站四線”工程包括張北、尚義、康保三座500千伏變電站及與之配套的4條500千伏線路，主要用于張家口壩上地區各風電基地電力的匯集和送出。
在以上風電外送工程的幫助下，2016年上半年，河北新增并網容量為166萬千瓦，累計并網容量達到1188萬千瓦，發電量219萬千瓦時，棄風電量22萬千瓦時，棄風率降低到9%，累計利用小時數2077。
2016年4月，國家發改委又批準了河北張南—北京昌平Ⅲ回500千伏輸變電工程，預計增加送電120萬千瓦。2017年5月，國網北京市電力公司已相繼取得北京房山—天津南蔡500千伏輸變電工程、核準批復。這兩條風電外送通道的建設將進一步緩解河北風電基地的棄風問題。
截至2017年初，張家口市風電裝機達到805萬千瓦，并網784萬千瓦。參與風電供暖試點的裝機規模將占到風電總裝機的30%以上。據建設計劃，河北省2017年風電開發建設項目47個共計381.52萬千瓦，其中備選計劃16個項目142.72萬千瓦。
江蘇風電基地 海上風電項目存在低盈利率的問題
江蘇作為七大風電基地之一，截至2016年11月底，江蘇省新增風電104萬千瓦，累計538萬千瓦，其中海上風電104萬千瓦，繼續保持全國第一。江蘇省未來五年陸上風電發展目標就高達650萬千瓦，位居華東地區之首，全國第二；海上風電開工規模也將達到450萬千瓦，位居全國首位。
江蘇省發改委近日發布《江蘇省“十三五”電力發展專項規劃》（以下簡稱《規劃》），“十三五”期間，將按照沿海規模化發展和內陸分布式應用并舉的思路，堅持海陸并舉、以海為主的原則，積極推動連云港、鹽城、南通等海上風電開發，到2020年，全省風電裝機將達到1000萬千瓦。
因為經濟發達、人口密集，電力需求比較旺盛，江蘇通過風電分散接入到各電壓等級，實現風電就地消納。同時，江蘇省電力公司研究制定系列接入規范標準，逐年滾動編制修改沿海地區電網發展規劃，研發電網風電功率預測系統，目前，江蘇在運行的風電場均已納入風電功率預測系統，短期精確率達90%。因此，棄風問題在江蘇風電基地并不突出。
但江蘇海上風電項目卻存在著低盈利率的問題，由于高昂的造價和海上相對復雜的環境，使得海上風電項目收益率并不高，在11%上下浮動。目前，近海風電項目的投資仍是陸上風電的2倍，在16000元/千瓦左右，含稅海上風電成本不低于0.84元/千瓦時，而近海風電項目含稅上網電價僅為每千瓦時0.85元，因此，目前電價只能給開發企業提供基本收益，要想盈利就必須嚴格控制各個環節的支出，否則稍有不慎就可能賠本。
以如東海上風電項目為例，建設成本在17000元/千瓦左右，同時，由于海上環境相對復雜風險大，風機容易受到惡劣環境影響；部件更換率也是影響海上風電項目的重要原因，最初該項目的收益率僅為8%左右。
吉林風電基地 供熱中期夜間風電全停成常態
2017年5月，吉林省人民政府辦公廳印發吉林省戰略性新興產業“十三五”發展規劃，規劃指出到2020年，全省風電裝機力爭達到550萬千瓦。要著力打造西部千萬千瓦級風電基地，推進大規模連片開發和分散式開發相結合。
與吉林省的風電規劃相悖的是，今年以來的統計數據顯示，2016年進入供暖期后，電網調峰難度極大，即使熱電聯產機組全部按照最小方式運行，在夜晚低負荷期，風電仍被迫大量參與調峰。在春節等極端低負荷期，風電機組和純凝機組必須全停，仍有300多萬千瓦電力無法消納。 吉林省供熱中期風電大面積棄風，夜間風電全停成常態，累計棄風率達到31.1%。
2017年1季度，最新統計數據顯示，吉林省新增并網容量為0，累計并網容量505萬千瓦，上網電量13億千瓦時，棄風電量達到了11億千瓦時，棄風率為44%，利用小時數只有278小時。新疆、甘肅不再是棄風率最高省份，吉林已經成為棄風率最高省份。
為解決棄風痼疾，吉林省能源局制定了《吉林省能源局關于開展可再生能源就近消納試點的請示》，并在2016年的4月5日通過了國家發展改革委辦公廳的審批，這一舉措意味著，在未來吉林省將大力解決可再生能源遇到的一系列問題，讓新型能源產業發展的更健康、更完善，目標在十三五期間，力爭年均增加可再生能源就近消納能力10億千瓦時。
結語
可以看出，七大風電基地中，除河北與江蘇外，當前所面臨的最大問題就是棄風率居高不下，為解決這一問題，國家也正在大力建設風電外送通道，盡可能地將棄風率降低到合理水平。
因此，在2016年頒布的“十三五”規劃中明確規定，到2020年底，風電累計并網裝機容量將確保達到2.1億千瓦以上；風電年發電量確保達到4200億千瓦時，約占全國總發電量的6%；有效解決棄風問題，“三北”地區全面達到最低保障性收購利用小時數的要求。
國網公司今年初也推出20項措施，明確提出到2020年根本解決新能源消納問題，棄風棄光率控制在5%以內。未來的3年時間，無疑將讓以風電為代表的新能源行業充滿期待。
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