2011年，甘肃和湖南在长沙举行经济社会发展交流会，两省签署了《甘肃湖南两省送电框架协议》。框架协议提到，“湖南是我国中部大省，发展势头强劲，但能源资源相对短缺，需接受部分外来电力才能满足经济社会快速发展的用电需求。甘肃拥有以酒泉千万千瓦级风电基地为代表的我国重要的新能源基地，以及以庆阳、平凉为主的陇东地区大型煤电基地。特高压线路的架设，可以将甘肃富余的电力送往湖南，实现两省优势互补、共同发展。为此，两省同意建设甘肃至湖南±800千伏特高压直流输电工程”。
这条特高压线路在2015年获得核准开工，预计在2017年投运。但现在，该特高压工程的可行性和经济性却遭到普遍质疑，作为受端的湖南、湖北、江西等省份都表示，接收甘肃外送的可再生能源电量有困难，当线路建成时，能否达到其计划的加强外送、缓解甘肃弃风限电的目标需要打上大问号。
在该项目规划设计时看，这条线路可行性较高。当时有评论认为，这个项目是一个很好的示范，省与省之间的特高压项目，不仅仅需要获得国家发改委和国家电网的支持，起点与落点之间的资源协调等因素也非常重要。
从2012年开始，情况变得更加复杂，前一年湖南陷入严重缺电的困境，全省调煤保电，2012年蒙华铁路获批，湖南开始大力布局火电。2014年，借助蒙华铁路建设之机，湖南全力争取在铁路的路口——岳阳地区布局大型火电项目，规划建设四个大型电厂，总装机规模达到1600万千瓦;另一个酒湖特高压的受端省份湖北也提出了自己的大型火电项目建设中长期规划，计划到2015年火电装机达到3022万千瓦。2014年开始，湖南已经申请国家能源局协调，减少外购电量，原因是境内火电和水电竞争激烈，火电利用小时锐减，生存困难。2015年又调减了特高压购电合同，购入电量降为145.71亿千瓦时，同比减少3.08%。
对湖南省政府来说，保证省内火电和水电机组的出力才是首要任务，外购电量挤占了湖南火电发电市场空间，又没能满足湖南实际需求，且不能根据本省供需形势同步调整，只会造成省内火电生产能力过剩加剧。并且，湖南当地火电上网电价为0.472元/度，甘肃风电上网电价在0.52元到0.54元之间，再加特高压线路0.12元的过网费，送到湖南可以说毫无价格优势。可以想见，当酒湖±800千伏特高压建成时，没有受端愿意接受送来的风电，会是如何困窘的局面。
尽管特高压项目在设计时平衡考虑了各地的资源协调和互补，但在当前省为实体的能源规划体制下，各省首要保证当地电源、发电企业的生存，保证电力产业在省内的固定资产投资，跨省送电面临大量不确定因素，在现行的电力规划、协调、运行体制下，这种省间壁垒难以打破，新能源外送对受端省份来说最后只能变成一种调剂或补充。
进退维谷的困境
最早进入酒泉风电基地的这批企业，目前面临严重的生存危机。
相关人士告诉记者，当初企业都愿意到酒泉来开发风电，主要原因在于当地风资源条件优厚、建设成本低，“在南方根本不可能有这里的条件，风资源条件特别好、规模化开发、人力成本低廉、无需征地赔偿，当时瓜州的设计利用小时数达到2300，投资回报率达到12%”。
然而，2015年甘肃的平均设备利用小时数只有1200小时，各企业有差别，有些企业只有1000小时左右。甘肃风电的平均利用小时数，自2013年开始连续下降。在2010-2011年酒泉风电基地一期时，能达到2200多小时，0.52元的上网电价下，当时的风电企业经营情况普遍不错。到了2013年，甘肃的平均风电利用小时数下降到了1800多小时，2014年则降至1400多小时。据上述人士预计，2016年的甘肃发电形势会更加严峻，“我们的奋斗目标是保本，但实际上是在亏损”。
甘肃的风资源强度从河西至河东一路减弱。除了位于河西走廊的酒泉风电基地以外，几大风电业主在河东地区也布局有规模不小的风电项目。弃风限电从开始的河西限河东不限，渐渐演变为风电装机不那么密集的河东也开始限电。河东地区原本的发电小时数就不如河西，限电后，已从1800小时下降至1100多小时。
尽管面对这样的情况，上述人士立足于酒泉风电基地的思路还是非常坚定，“酒泉风电基地仍是我们发展新能源的一个重要依托”，目前也没有可见的、行之有效的措施可以改善困境，只能寄希望于经济形势好转，用电量增长。
另一位五大发电集团在甘肃的项目负责人则显得更加悲观，他告诉记者，他所在的企业在开发早期募集了一批资金，一期的项目基本没有银行贷款，财务费用很少，但还是从2013年开始亏损，而其他资本金投入较大的企业这几年的日子过得更苦，“既要还银行贷款又要面对严峻的限电，把基础电量拿掉，再把风电的补贴拿掉，你说企业怎么活?”他认为甘肃的弃风限电问题地方政府是无力解决的，并且对经济形势的判断也更为悲观，认为只能寄希望于国家层面的政策来解决问题。
国电集团的一位项目负责人也持同样观点，“甘肃的统调装机容量实际上已经超过4000万千瓦，用电负荷也就1000万千瓦多一点”，“国家规划的这几个新能源基地，其相应送出通道的规划都是滞后的，三北地区尤为突出，要解决新能源的外送和消纳问题，只能从国家层面的大盘子去规划。按现在装机容量与用电负荷的比例，哪怕再怎么压火电，哪怕继续深度调峰，都不可能在一省之内解决问题”。
情况还在恶化。甘肃实行直购电试点以来，原本的基本利用小时保障没有了，发电企业希望有电量增长，只能靠低电价甚至0电价争夺电量，在全省2016年前三个月发电利用小时数仅有200多、用电量增长-8%的情况下，还不断有新的项目并入，加剧发电侧恶性竞争和电网压力。光伏企业为了拿到更早也更高的的补贴，已经批准而未建成的光伏项目正在冲刺撞线，赶在6月30日以前完工。
对于已经勒紧了裤腰带过冬的发电企业而言，不知道解决突破口在哪里。“企业可以进一步降低运维成本，但是运维成本的降低是有限的，比如所谓的供热改造，改造的成本谁来承担，这些都是问题”，企业相关人士哀叹。
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