日前，国家能源局发布了今年一季度全国弃风电量统计数据，弃风情况愈发严峻。全国风电上网电量552亿千瓦时，平均利用小时数422小时，同比下降61小时，弃风电量192亿千瓦时，同比增加85亿千瓦时；平均弃风率26%，同比上升7个百分点，“三北”地区平均弃风率逼近40%，内蒙古弃风率为35%，甘肃48%，吉林53%，宁夏35%，新疆49%。需要注意的是，多个弃风严重地区，风电装机容量没有增加，全社会用电量也没减少，弃风反而加剧。国家能源局近两年对于弃风限电比例超过20%的地区，一直没有安排新的建设项目。今年1-3月份全国全社会用电量同比增长了3.2%，弃风最严重的新疆，用电量还是增长较快的地区。这种形势，如果不尽早加以遏制，今年全年弃风弃光电量将分别突破400亿千瓦时和100亿千瓦时。产业形势岌岌可危。
弃风限电已经给风电企业造成了巨大的经济损失。更为变本加厉的是，个别地方还通过变相降低风电上网电价的方式来进一步侵害风电企业的合法利益，导致企业的处境雪上加霜。甘肃、宁夏、新疆等省区纷纷推出“直供电交易”、“自备电厂替代交易”、“跨区交易”，风电光伏企业甚至要报零电价才可获得上网电量。如果不参与交易，轻则给与极少的上网电量，重则被限令完全停发。而在这场美其名曰“为风电光伏消纳找出路”的行动中，风电光伏企业并没有因参与交易而多发电。正如一家风电企业所言：“我们现在属于量价齐跌，去年在甘肃除了弃风电量损失，还有5000多万度的交易电量基本是零电价，只能拿到标杆电价差额的部分。如果不参加交易，那就没有上网电量，但参加交易以后，我们总的发电量，也没有比之前增加多少。”还有更为恶劣的做法是，地方政府要求风电企业拿出收入所得，补偿当地火电企业。云南省工信委在《2015年11月和12月风电火电清洁能源置换交易工作方案》中，要求风电企业将电费收入，按国家批复火电电价的60%支付给火电企业。
全国多个省份的上述做法大有“制度化”、“常态化”趋势，尤其是一些地方政府还为这些违反《可再生能源法》的行为打上了“电力体制改革”的幌子。《可再生能源法》中所说的全额保障性收购，是“量”的全额和“价”的全额，只有“保量保价”，才能使风电项目获得合理收益。
弃风弃光问题如不尽快有效解决，我国提出的2020年非化石能源占一次能源消费15%的目标承诺就不可能兑现，不仅国家能源结构调整和绿色发展任务无法完成，一个本可以领先全球的战略新兴产业也会半路夭折。当务之急，需要政府部门按照《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，尽快发布各地区可再生能源电力全额保障性收购的小时数，保障性收购小时数应该按照保证风电光伏项目合理收益的原则确定。电网企业要积极履行责任和义务，完成全额保障性收购。地方政府要依法行政，只有在“保价保量”完成保障性收购的前提下，才能对超额部分进行市场交易并执行市场价格。风电光伏企业和行业协会，要勇于拿起法律武器，维护自身合法权益。
《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》中关于保障性收购小时数规定释义：
一是各类可再生能源项目的保障性收购年利用小时数由国家能源局会同国家发改委经济运行局共同确定，各省或电网公司不参与核定工作，也就是说这项工作必须由国家统一实施，从而避免出现地方有意压低可再生能源项目上网小时数的情况；
二是保障性收购电量确定的首要原则就是要保证可再生能源发电项目的合理收益。一个发电项目的收益，是由上网电价和上网电量所决定的，保价保量收购，才能确保投资收益。实际上，我国可再生能源分类电价就是根据各地区资源水平、投资成本、按照内部资本金收益率8%确定的。因此，核定保障性收购电量时，按8%的内部收益率倒推回去，再参考单位千瓦造价水平、固定电价水平等相关参数即可确定。保障性收购年利用小时数的划分区域同上网标杆电价的划分区域是匹配的。该利用小时数乘以项目装机容量就得到了保障性收购年上网电量。
三是保障性收购小时数的确定主要适用于弃风弃光严重地区，不存在限制可再生能源发电情况的地区,电网企业应根据其资源条件保障可再生能源并网发电项目发电量全额收购。
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