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建设高电压等级、远距离、大容量的外送通道，被认为是解决大规模风电基地消纳问题的有效途径，但考虑到送出线路的利用效率，通道建设的经济性尚存疑问，且大规模风电波动也会对受电端电网的安全运行带来影响。理论上，建设风电外送通道仅仅改变了风电的空间分布和利用，将局部地区的高风电比例转变为更广大区域的低风电比例，风电的时间波动性并未改变，仍然需要其他能源电力支持，风电在能源结构中的地位无法改变，因此对于优化调整能源结构的作用和意义并不大。
解决风电消纳问题最直接的方案是采用储能技术，目前技术比较成熟并得到大规模应用的是抽水蓄能电站，但该储能方案对水源和工程应用场地有特殊要求，不利于大面积推广;其它储能技术方案，如电池储能等，由于成本太高或效率较低，虽然有示范项目投运，但距离大规模电网储能的商业应用尚有较大的距离。
另外，国家在解决“弃风限电”问题上做了各种尝试，例如在限电比较严重的地区建设“弃风供热”项目，但由于项目投入与产出比例失调，技术经济可行性较差而难以推广;有些地区采用风火替代交易的方式争取风电的上网电量，但由于利益补偿机制不透明，分配方案复杂，导致发电企业的积极性不高，效果未达预期。
二、风电消纳问题的体制性因素
实际上，无论是火电调峰，还是风火替代交易，都反映出当前风电发展困境中的体制性因素。在当前电力体制下，对于发电企业来说，发电计划由电网公司制定，上网电价由物价部门核准，只要能够低成本按计划发电，就能保证企业的正常经营和发展。在风电装机规模日益增长的环境中，风电具有优先上网、调度的优势，火电企业往往被迫为风电调峰，企业的利益得不到保证，形成“风火竞争”的利益格局，在冬季供热季节，火电企业自然利用上网优势保证自身的利益，必然导致大规模风电限电。因此，风电目前的发展困境与其说是风电自身特性造成，不如说是当前电力体制的弊端使然。
要保证风电等可再生能源的持续健康发展，需要从电力体制改革入手，从国家发布的《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》不难看出，新的电力体制改革主要是推进电力领域价格改革，推动供求双方直接交易，构建竞争性电力交易市场。
在新的电力体制条件下，发电企业与用电方通过电力市场直接交易，发电企业的经营收入将主要依靠长、短期合同和实时电力平衡合同，调峰辅助服务市场将应运而生;在可再生能源装机比例高的地区，发电与用电不易匹配，电力峰谷差拉大，调峰需求越大，调峰服务的市场价值越高，具备较强调峰能力的电厂将获得巨大的调峰辅助服务收益，在市场竞争中占有优势。这样，常规能源与可再生能源的利益不再是矛盾关系，市场利益促使常规发电企业有动力为可再生能源调峰，使原先“风火竞争”转为“风火互补”，从而促进可再生能源的进一步发展。
三、电力调峰的技术创新
大力发展调峰电源是进一步促进可再生能源发展的重要前提条件，除了抽水蓄能电站以外，常见的调峰电源有水电站，燃气电站、纯凝式火电厂等。水电站具有较好的启停特性，但对于水电资源贫乏的三北地区用处不大;燃气电站具有良好的调节能力和调峰性能，但考虑到天然气供给、价格等因素，燃气电站的发展规模尚需深入研究;纯凝式火电厂具有一定的调峰能力，但存在煤耗增加、排放增加、设备磨损、寿命减少的不利影响，而且我国“三北”地区纯凝式火力发电机组比例小，冬季调峰能力严重不足。
以煤为主的能源资源禀赋特点决定了我国以煤电为主的电源结构，调峰电源还需以现有的火力发电厂为基础，结合技术创新，将火力发电厂改造为调峰电厂，使之能够适应电力系统负荷快速波动，具有良好调峰特性，同时又能够优化火电机组调峰煤耗，减少设备磨损，降低调峰排放，而且满足供热需求。
根据火力发电厂的电力生产流程和特点，在燃煤锅炉和汽轮发电机之间增加一个高效热储能装置，用于缓冲调峰带来的能量波动，使锅炉运行在稳定工作点，保证煤耗和排放最优。
对火电厂进行热储能技术改造，使之成为调峰电站，不仅是一种成本低、效率高、实用性强的解决电网调峰能力不足问题的解决方案，而且对于火电厂自身来说，调峰改造也有利于提高效率，降低成本，增加火电厂的市场竞争力。
四、结论
当前风电发展的困境不仅仅是可再生能源自身特点造成，更是当前电力体制下形成“风火竞争”局面的必然结果，只有建立起自由竞争的电力市场，通过市场的作用，将火电等化石燃料能源与可再生能源的利益机制理顺，使二者结合起来，形成“风火互补”，创造出有利于可再生能源发展的市场环境，才能保证可持续的能源发展。
