甘肃省风光电90%以上在河西走廊，其中大部分集中在远离负荷中心1000公里以外电网末端，是全世界集中并网规模最大、送出距离最远的风光电基地。风光电受到750千伏电网送出能力不足的制约，酒泉地区出现风光电“过剩”的矛盾突出，风光电非供暖期也频繁遭遇弃风限电，弃风弃光常态化的趋势明显。
受到风光电与电网建设速度不同步等因素的影响，甘肃敦煌、嘉峪关、红沙岗、金塔等局部地区受到330千伏电网送出能力不足的制约，部分时间段出现了较严重的弃风弃光问题。另外在河西走廊局部地区存在电网安全稳定约束的问题，导致张掖、金昌和武威等地区风光电接纳能力受限，这些地区的弃风弃光矛盾更加突出。
2014年风光电发电量已经达到155亿千瓦时，占省公司省内售电量的18.1%，风光电发电最大负荷已经超过当时全省用电负荷的50%；预计今年年底，全省风电、光电分别达到1223万千瓦、663万千瓦，占总装机容量的40.5%；2015年全省统调范围内最大负荷1303万千瓦，要消纳1886万千瓦风光电从电力平衡的角度考虑是不可能的，市场消纳能力已经成为甘肃弃风限电的主要原因。
4、风光电利用小时低的原因
近年来我国大规模风电基地风电利用小时普遍低于设计值，2014年我国并网风电利用小时数仅为1905小时，其中风电利用小时较低的省份主要集中在风能资源较好的“三北”地区，甘肃也是风电利用小时较低的省份之一。甘肃省并网风电总装机容量占全国的10.5%；甘肃风电设计利用小时约为2200小时，2014年甘肃风电利用小时仅为1598小时，甘肃风电利用小时大幅度低于设计值主要有以下四方面的原因：
首先，不同年份风能资源波动较大，2014年属于小风年，风能资源明显低于多年平均值，根据对于酒泉风电基地风能资源实测资料的分析，2014年可利用风能资源比多年平均值低14%左右，该因素影响风电利用小时下降280小时左右。
其次，大规模风电基地上下游效应的影响，酒泉风电基地集中了6000多台风电机组，其中4000多台风电机组集中在80×20公里范围内，上游风电场（风电机组）对于下游风电场的影响远大于设计值，使得风电场的设计利用小时明显偏高。该因素影响风电利用小时较设计值降低5%以上，风电利用小时下降100小时左右。
三是，风电场设备状态和运行管理影响，尽管设计考虑了风电场设备可用率的影响，但根据部分风电场实测数据分析，甘肃风电场风电机组等主要设备的可用率明显低于设计值，且不同风电场可用率存在较大的差距，导致酒泉风电基地发电量受到一定程度的影响，该因素平均影响全省风电利用小时下降40小时左右。
四是，弃风限电的影响风电利用小时降低200小时左右，是风电利用小时低的主要原因。
5、结论与建议
为了履行我国政府承诺2030年CO2排放达到峰值承诺，实现非化石能源在一次能源比重达到20%的目标，2030年我国风电、光电分别需要达到4亿千瓦、2亿千瓦，需要进一步加快风光电发展。我国风光电资源禀赋特点决定了风光电规模化利用仍然是我国的主要发展方向，其中“三北”地区风电、西部地区的光伏仍将是发展的重点。为了缓解大规模风光电基地弃风弃光矛盾，破解制约大规模风光电基地发展的瓶颈，提出以下建议：
首先，尽快出台国家可再生能源配额制管理办法，明确地方政府、电网企业和风电企业的责任与义务，制定可再生能源交易机制和配额管理办法，确定全国各地区可再生能源的消费配额比例，激发经济发达地区积极主动接纳风电的意愿。其次，借鉴“西电东送”和“三峡送出”解决水电消纳的成功经验，按照满足“三北”风电、西部光电送出及消纳需求为目标，统筹规划并加快跨区输电骨干通道建设进度，大幅度提高电网在全国范围内优化配置新能源资源的能力。三是，国家出台促进大规模风电消纳的政策措施，引导耗能产业向西北能源资源丰富的地区转移，增加风电就地能力减少外送负担。四是，坚持电源与电网统一规划的原则，建立风光电与电网规划的协同互动机制，适度超前规划建设各级电网引导新能源发展，实现风电、电网与用电市场协调发展。五是，建立以调峰为主的新能源辅助服务机制，完善跨省区调峰资源共享的管理办法和补偿措施，实现调峰资源在区域乃至全国优化配置，全面提高我国新能源消纳能力。
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