2013年5月起，国家能源局网站公布了第一批被取消或下放的能源领域行政审批事项，将新能源项目的部分审批权下放到地方政府，以增强地方政府的自主性，风电项目也随之增多。新能源企业对于这些项目的经济风险，也要自己承担。“企业承担这部分的风险是合理的，《可再生能源法》等法律法规中规定的相关补贴也是在企业盈利的情况下才给予补贴，要盈利就要承担相应的风险，这是符合市场规则的。”厦门大学能源经济协同创新中心主任林伯强教授指出。
“在目前的情况下，我们基本上已经停止了对甘肃大规模风电项目的投入，即便有也只是从长远战略角度考虑的小规模项目的投入。因为甘肃是一个大的能源基地，虽然现在在限电的时候可能没有太大的效益，但是从长期看，当限电问题逐渐被解决后，这里依然是一个新能源战略要地。”这位负责人表示，但除了战略原因之外，国家政策的导向也是原因之一，“发展风电装机可以拉动经济，促进经济的发展，但是忽略了对投资企业后是否亏损的考虑。”“目前的新能源发展要双管齐下。”林伯强教授指出，“从需求角度讲，政府现在应当放缓风电项目的开发，减缓风电的消纳压力;从供给角度讲，国家要制定有力的措施保障全额保障性收购制度的落实，以促进新能源企业的优先发展和权利保护。”
解决消纳问题靠通道？
以前，消纳能力不足，建设送出能力更高的电力通道是一个方法。甘肃新能源送出主要依靠750千伏线路，为了提高甘肃新能源电力外送能力，2014年，国家电网公司的750千伏二通道工程投入使用，一度将玉门和瓜州地区的风电送出能力提升至400万千瓦，各大风电企业的限电情况随之明显好转。
正在建设中的酒湖特高压也是为了解决这个问题。酒湖特高压是在酒泉和湖南之间建设的±800千伏特高压直流输电线路，本年度6月开工，预计会在2017年完成，该电网的输电能力将超过800万伏特，有望大大提升风电的传输能力。“我国电力传输的通道虽然在近几年已经有了很大的发展，但是还需要进一步建设，提高电力传送的能力。酒湖特高压的建设会促进对甘肃风电的消纳。”余岗表示。
也有人对这条输电线路缓解甘肃风电消纳的能力表示质疑。“我并不觉得这条线路建成就能解决弃风限电问题。湖南本身的电网也需要在本地进行消纳，尤其大发水电的时候，对甘肃风电的需求是比较小的。它自身的火电也要保证一定的利用小时。”这位负责人表示，“现在的问题是通道有了，电卖不出去了。风电承受着电网的通道建设和消纳双重的压力。”
风火发电权之争是否有新解？
早在2006年中国颁布《可再生能源法》时，法律就规定电网企业要全额收购符合资质的电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，但是收效甚微，于是在2009年《可再生能源法》修订时，全额保障性收购制度开始实行，国务院能源主管部门需按照可再生能源的规划，确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重，电网要按照这个比重，优先调度和全额收购可再生能源发电。可再生能源的发电配额成了各方关注的焦点，但是这个配额标准却迟迟呼之不出。
“风电的成本高于火电的成本，最后卖的价格都是差不多的。”中国大唐集团公司计划口负责人邢德海表示。原本应当被优先发展的风电，面临着尴尬的境地。根据2015年1月7日国家发展和改革委员会做出的风电上网电价调整，甘肃除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外的大部分地区电价为0.52元/千瓦时，“简单地来说，风电的电价包括两部分，一部分可以理解为火电的价格，也就是基础价格，另一部分则是根据《可再生能源法》等法律法规中对风电等新能源的规定而进行的补贴。对风电上网电价的补贴实际上来自于我们交的电费，电费中会有一部分的金额用于补贴风电上网电价。”林伯强教授解释道，“这种补贴的方法是否是可持续的取决于风电的发电规模占总发电规模的比例，如果比例特别大，公民就要考虑是不是在自己的承受范围之内了，但是目前这个比例还是非常小的。”
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