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大规模风电消纳一直都是世界性难题，与国外相比，我国的风电消纳问题更为突出。一是我国风资源集中、规模大，远离负荷中心，如蒙西、蒙东、甘肃、冀北4个地区风电装机总规模占全国的50%，而用电量仅占全国的10%，且难以就地消纳，这与欧美国家风力资源分散、就地平衡为主的发展方式有很大不同。如美国、西班牙等国80%以上的风电是分布式接入10kV及以下电网，规模较小，可就地消纳。二是风电建设速度超出本地区电力消纳能力的增长速度，风电并网规模超出电网外送能力。如2014年送受电力参与平衡后，东北区域电力供应富余仍达到20GW，加之外送能力的不足，这也是造成电力富余的根本原因。三是我国风电集中的“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，调峰能力十分有限。吉林电网最大峰谷差率40%，冬季供热机组占火电比重超过90%，调峰深度只有10%左右。而欧美等国快速跟踪负荷的燃气电站及抽水蓄能比例高，西班牙为34%，是风电的1.7倍；美国高达47%，是风电的13倍。
总之，目前从局部看，“三北”地区受市场规模小、调峰资源有限等因素制约，如果没有外送通道的支持，进一步建设大规模风电场的空间已经很有限。但从全国范围来看，风电仅占电源装机比重约6%的份额。尽管中东部地区调峰资源较为丰富，但消纳风电的市场潜力却未充分发挥。故风电只能就地消纳和平衡，难以在全国范围内优化配置，导致风电资源的严重浪费。
在近五年，风电上网电量的增幅一直高于全国发电量的增幅，说明其在各类电源发电量中所占的比例不断提高。2011年时，风电上网电量占全国总发电量的1.67%，到2015年则已占到3.3%。图3-1为2011～2015年我国风电上网电量情况，图3-2为2011～2015年风电上网电量在总发电量中的占比情况。
图3-1 2011～2015年我国风电上网电量情况
图3-2 2011～2015年风电上网电量在总发电量中的占比情况
2013年风电累计发电量达到134.9TWh，同比增长34%，占全社会用电量比例为2.5%。2015年风电上网电量达到了1863亿TWh。2015年的风电上网电量相比于2011年45%以上、2012年40%以上和2013年35%以上的增长幅度，2015年风电上网电量同比增长相差甚远，仅超过了20%。但这已经比2014年的10%的增幅提高了不少。
2013年全国风电平均利用小时数达到2046h；2014年由于自然条件风速降低，所以全国风电平均利用小时数为1893h；2015年因弃风限电等因素，全国风电平均利用小时数为1728h。
依靠大电网，蒙东电网风电日发电量占比分别创历史新高。2013年4月25日5：40，蒙东风电瞬时出力占负荷比例最大达到111%，当时火电运行出力6310MW，风电出力2930MW，当地电网负荷仅2640MW，需外送电力达6760MW，国家电网为风电消纳起到了主要作用。
2013年，我国风电并网和消纳曾取得积极成效，严重的弃风限电问题得到有效缓解，全国除河北省张家口地区外，内蒙古、吉林、甘肃酒泉等弃风严重地区的限电比例均有所下降，全国风电平均利用小时数同比增长180h左右，弃风电量同比下降约5TWh。累计弃风比例11%，同比下降6个百分点。其中，东北地区累计弃风电量5905GWh，同比降低30%；辽宁、吉林、蒙东弃风电量同比下降9%、3%、52%。
到了2015年，弃风率与2013年和2014年相比又有了明显升高，达到了15%。虽然公布数据显示弃风率并不是近五年中最高的，但由于机组并网容量逐年提高，弃风电量在2015年创出历史之最，达到了339亿KWh，比2014年高出一倍以上。2015年因弃风所造成的经济损失严重，电费损失达183亿元，折合标煤1088万t。相当于2000万kW的风电装机被浪费，也就是400个5万kW风电场一年的电费收入白白损失掉，意味着2015年三分之二的新增装机容量没有产生任何效益。
2015年3月国家能源局颁发了《关于做好2015年度风电并网消纳有关工作的通知（国能新能[2015]82号）》，2016年3月又颁发了《关于做好2016年度风电消纳工作有关要求的通知（国能新能[2016]74号）》。通知中强调要高度重视风电市场消纳和有效利用工作，充分认识做好风电并网消纳工作的重要性和紧迫性；做好风电的市场消纳和有效利用工作，是落实“十三五”规划任务，完成15%非化石能源发展目标的重要保障。认真做好风电建设的前期工作，严格控制弃风严重地区各类电源建设节奏。统筹做好“三北”地区风电的就地利用和外送基地的规划工作，“三北”地区是我国风能资源最丰富的地区，有效利用“三北”地区的风能资源是我国风电发展的重要任务。加快中东部和南方地区风电的开发建设；近年来，推动风电建设向消纳能力强的中东部和南方地区布局的工作已取得了积极成效，目前中东部和南方地区风电并网装机容量已接近风电总装机容量的20%。加强风电场的建设和运行管理工作，认真落实可再生能源发电全额保障性收购制度，深入挖掘系统消纳风电的潜力，以及积极开拓风电供暖等风电消纳方式。
据统计显示，在2010～2015年间，全国因弃风损失的电量共达998亿KWh，接近于三峡、葛洲坝两座水电站在2015年的发电量。期间电费损失539亿元，相当于北京市一年的电费支出。因此造成的严重污染，相当于多燃烧标煤3226万t，多排放二氧化碳8200万t，其他有害物，如烟尘、二氧化硫、氮氧化物共计超过33万t。
自2014年，全国风电弃风限电问题虽进一步缓解，除新疆维吾尔自治区外，其他地区弃风限电比例均有所下降。但受当年风速偏小等因素的影响，全国风电平均利用小时数同比下降约180h，可见弃风限电问题仍是影响我国风电健康发展的主要矛盾。
面对我国风电产业持续快速发展，电网企业需密切跟踪风电项目进展，及时调整配套电网工程建设时序，加快风电送出工程建设，以满足风电接入电网的需要。在风电场按规定程序核准建设的情况下，积极配合风电场至电网第一落点的风电接入系统工程，做到与风电场整体工程同步建设、同步投产。
目前，我国成为全球风电规模最大的国家，并网风电发电装机容量已突破1亿kW，国家电网是目前全球接入新能源规模最大的电网。十二五期间，我国风电装机容量年均增长29%，发电量年均增长29%。新能源在15个省（区）已成为第二大电源，其中11个在三北地区，占比均超过10%，冀北、甘肃、蒙东、蒙西新能源装机比重均超过30%。我国风电运行水平与国外先进水平基本相当。截至2015年11月底，国家电网调度范围内19个省区基本不弃风，23个省区基本不弃光，弃风和弃光比例超过15%的省份为4个和2个。
充分利用现有输电通道，优先安排风电发电，将风电纳入日前调度计划，为风电消纳预留充足电量空间；优化常规电源运行方式，加强供热机组监控，充分发挥抽水蓄能等灵活调节电源作用，优化跨省区联络线运行，最大限度挖掘系统消纳能力。
建立大型风电场实时监控系统可实现经营区域内全部风电场的实时监测和自动控制。同时，建立专门服务新能源的电网气象数值预报中心，使风电预测系统实现全覆盖，并预报精度达到国际先进水平。
目前，大规模新能源消纳还面临诸多难题与挑战：一是用电需求增长放缓，消纳市场总量不足；二是电源结构不合理，系统调峰能力严重不足；三是电网发展滞后，新能源送出和跨省跨区消纳受限；四是市场化机制缺失，影响新能源消纳。
为实现我国新能源大规模开发和高效利用，国家电网公司加强统筹规划、市场化建设与调峰电源管理，在电源环节提高电源灵活性，在电网环节扩大电网范围，在负荷环节实施需求侧响应、增加用电需求。通过各方共同努力，多措并举，推动新能源又好又快发展。近年累计投入40多亿元，开展风光电接入、运行、控制技术研究，建成全球最大的风光储输示范工程，并掌握了先进的新能源发电与送出联合调控技术还不断完善新能源标准体系，编制修订新能源相关企业标准54项、行标46项、国标30项，主导编制国际标准1项，以大力服务行业发展。同时也加大科技研发投入，开展企业自主新能源研究课题126项，国家科技课题41个，建成20余项新能源科技示范工程，带动新能源创新发展。
风电作为新型能源生产模式，对监管单位和政策执行也提出新的挑战。如果监管政策难以适应风电的特性和市场规律，势必将造成监管的真空地带和产业病灶。目前风电的监管可以分为产业链前端的制造业质量的监管、风电并网消纳的监管及后期补贴发放的监管。国家能源局与电监会合并重组后，在能源监管方面频频发力。
风电机组制造的主要问题包括整机倒塌：叶片、主轴断裂；齿轮箱损坏；控制失灵等，不仅是小的制造企业出现此类问题，也涉及国内多家规模较大的风机制造商。在经过国家能源局和制造企业的共同努力后，特别是在产业集中度进一步提高后，目前情况已经有所改善。未来还需要监管单位进一步出台相关的质量标准并依法监管，同时淘汰掉落后企业，提高整体产业质量水平。
目前，对风电接入的监管是能源局工作的重中之重，国家能源局2013年9月份发出通知，在全国10个省市区全面启动针对风电和光伏发电的电网消纳情况及电费结算情况的市场监管，着力解决当前日益突出的风电“弃风”问题。在电网的配合下，风电消纳有了很大的改善。但是内蒙古自治区、东北等重灾区仍然形势严峻，特别是东北地区的电力消费增长疲软，在此类地区应优化电源项目的审批，特别是要协调好风电机组的运行和调度。按照法律要求全额保障性收购的要求，能源监管重点应监测各省风电并网运行和市场消纳情况，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，最大限度地避免弃风限电问题。
风电补贴随着经济形势的发展，能源局已发通知“到2020年不再给予风电企业补贴”，但近几年的补贴发放仍是下一步监管工作的重要环节。过去几年的情况表明，风电补贴拖欠问题已经严重影响了整个产业的正常运行；在可再生能源基金不充足的情况下，发电企业被拖欠大量资金，造成产业链连环欠债。国家主要监管部门，包括财政部、国家能源局等均已多次强调补贴发放应及时到位，但我国现有补贴机制不够完善，存在着资金来源不足，拖欠严重，电价上涨压力增大等问题。为解决此类问题，监管机构应进一步监管补贴发放是否及时到位，控制好风电行业发展节奏，一旦发现补贴规模过大超出可支付能力，应及时调整可再生能源附加以保障风电发展。