从新能源送出角度来看，新能源发电与送出工程建设进度不同步，造成部分地区送出受阻。“三北”地区大部分跨省跨区输电通道立足外送煤电，输电通道以及联网通道的调峰互济能力并未充分发挥。从负荷侧来看，近几年电力需求总体放缓，新能源消纳空间受限。电力需求侧管理成效不明显，峰谷差进一步加大。《电力发展“十三五”规划》明确提出“新能源东移”战略，风电发展重点逐步向中东部地区倾斜，新增风电装机中，中东部地区约占58%。中东部地区市场容量随大，能够承载更大容量的新能源发电，但是新能源资源相对有限。
体制机制也在一定程度上是促使弃风限电问题加剧的幕后推手，“风电实施固定标杆电价，不能根据出力的变化，及时反映电力供需关系以及电力系统调峰成本，不利于风电竞价上网。”何勇健说，“在现行的调度机制下，发用电计划尚未完全放开，大多数电网企业按照省级政府部门制定的年度发电量计划安排电网运行方式，未针对可再生能源全额保障性收购进行实质性调整。”
补贴缺口、地方保护主义难祛
补贴缺口也是不断挑动我国风电发展问题的一大痛点。随着装机容量的增大，“十三五”风电降补贴压力凸显。目前，国家可再生能源补贴资金缺口超过500亿元，到2020年补贴缺口将扩大到3000亿元以上，严重影响企业现金流。
水电水利规划设计总院副院长易跃春认为，我国风电补贴资金缺口逐年扩大，将进一步阻碍风电发展目标，“2006年以来可再生能源电价附加征收标准由每千瓦时1分提高至1.9分，仍然难以满足可再生能源迅速发展的需求。”
《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》提出：2020年风电与煤电上网电价相当，即达到0.45元/千瓦时。从现在的情况来看，风电价格可能会降到预期目标，但依然意味着风电在2020年时还需要一定补贴，“从国内经济形势看，国家在努力降低实体经济企业成本，未来大幅提高电价附加标准并不现实”，易跃春表示。
谢长军认为导致电价补贴滞后的主要原因包括：可再生能源发展基金来源单一，电价附加资金收支不平衡，附加征收标准调整不及时，以及补贴资金资格认定周期较长，发放不及时、不到位，导致开发企业资金周转困难甚至亏损等等。
新疆金风科技执行副总裁曹志刚预计2018年以后电价会进一步下调，他认为补贴不到位严重影响企业现金流，随着年度可再生能源装机规模不断增加，旧的补贴没有到位，新的需求加速，导致补贴资金缺口不断扩大。
地方保护也是风电发展一道难以跨越的障碍，我国风电行业存在清洁能源消纳不合理的现象，虽然“十三五”规划确立了清洁能源优先发展的原则，但我国目前电力消纳以省内消纳为主，消费大省只有省内电力不足时，才考虑调用外来清洁电力。谢长军表示，一些地方政府引进制造企业、扶贫、收取补偿和资源费、入干股、采购当地设备等不合理的诉求明显增多。“在建项目开发速度成为后续资源分配的重要参考，如不及时按地方政府要求开工，项目开发权面临被收回的风险。”
