经过5年高速发展的风电行业，正在经历一个明显的减速期。如今，寒冬已笼罩整个风电产业链。弃风限电严重、激烈的价格战、产能过剩，或许是造成风电行业急转直下的共同因素。
企业断臂求生
截至今年6月底，A股风电上市公司已有12家公布半年业绩预报。预报延续了去年以来的低迷势头，9家公司业绩预报同比下降，下滑趋势未有减缓征兆。其中，国内风电整机制造商金风科技、华锐风电预降50%以上;部件厂商大连重工、九鼎新材等企业预降30%～80%。与此同时，一些世界风电巨头也正在经历裁员、削减开支、关闭工厂的“阵痛”。
维斯塔斯连连关闭、转让工厂，金风科技出售风电叶片公司，中航重工转让风电公司9成股权，三一电气张家口风电解散。。。由于弃风限电严重，风电板块已经逐步成为拖累集团总体利润的后腿。
全国弃风限电超100亿千瓦时
今年6月，国家能源局发布了《关于加强风电并网和消纳工作的通知》（下称《通知》），把风电并网作为新安排风电开发规模和项目布局的重要参考指标，风电利用小时数明显偏低的地区不得进一步扩大建设规模，其矛头直指一些地方日趋严重的弃风限电问题。
《通知》称，2011年度，全国风电弃风限电总量超过100亿千瓦时，平均利用小时数大幅减少，个别省（区）的利用小时数已经下降到1600小时左右，平均下来，全国平均风电利用小时数是1900小时左右。1900小时的背后，是中国风电装机容量世界带来的隐忧，意味着现有的风电产能很大一部分因为不能上网而被放弃。多发的风电上不了网，用电多的地方发电少，中国风电经济效益低成为不争的事实。
去年以来，我国风电弃风限电较为严重，全国弃风限电超过100亿千瓦时，平均利用小时数大幅减少，个别省（区）的利用小时数已经降至1600小时左右。今年2月，国家发改委曾制定风电标杆上网电价，每千瓦时电价水平在0.51—0.61元之间。按此推算，风电企业因弃风限电的损失超过50亿元。
为解决上述问题，国家能源局提出：积极鼓励风能资源丰富地区开展采用蓄热电锅炉、各类储能技术等促进风电就地消纳的试点和示范工作，加快建立风电场与供热、高载能等大电力用户和电力系统的协调运行机制。各省（区、市）发展改革委（能源局）要把落实年度风电开发方案中确定的各风电项目的接入电网建设和电力市场消纳作为当前支持风电建设的重要任务。
风电呼唤储能产业发展
目前，风电并网和消纳已经成为制约我国风电持续发展的主要瓶颈。《可再生能源电力配额管理办法》和《风电场接入标准》已经下发到各省的《可再生能源电力配额制（讨论稿）》，尚未形成定稿，今年有望发布。前者将明确对风电强制收购和消纳配额，后者将明确风电场对接入设备投资的标准。被一些风电企业认为将缓解风电的“窝电”难题。
强制对新能源收购和用电消纳提出的配额制，使得配额制限定逐步向下游延伸。这与《关于加强风电并网和消纳工作有关要求的通知》相互配合，
消除目前困扰新能源接入的消纳能力瓶颈，并强制规定了对新能源发电收购的优先级，从而全面推动接入相关建设，使得新能源发、输、用各环节进入良性状态。
对此，业界已形成共识。对于风电消纳难的问题，认识也比较一致，归纳而言，主要有以下几点：一是风电具有随机性、间歇性和波动性的特点，时有时无，时大时小，难以预测，且风电具有反调峰特性，夜晚用电负荷处于低谷，风电出力却往往较大，大规模并网运行对于电能质量和电网安全具有一定威胁；二是近年来我国风电以超常规、跨越式的速度发展，许多地区电网建设难以跟上风电发展的步伐；三是风电建设周期相对较短，建成仅需一年左右，但电网工程建设即使获得批准，建设工期也相对很长。
因此，虽业界常有暗指电网企业不积极的评论，但客观地说，在风电发展大步迈进，不少项目并未获国家批准的情况下，要求电网短期内全额收购所有风电很难实现。
在这种情况下，应大力发展储能技术：一方面，我国风电资源和用电负荷中心逆向分布，决定了我国一部分风电必须并网，通过远距离高压输送到负荷中心。储能系统可以将风电、光伏发电等间歇的可再生能源“拼接”起来，提高电力系统的稳定性。一项研究表明，通过风电和光伏发电互补后，电力出力波动在12—30%之间，但如加上储能电池对出力波动的调节，出力波动将降至3%，几乎相当于常规火力发电的水平。
另一方面，储能技术发展有利于推进风电就地消纳，在当前产业梯度转移的大背景下，可考虑在大型风电基地附近布局供热、高耗能产业，同时加快建立风电场与这些大电力用户和电力系统的协调运行机制。
当前，我国储能产业尚不发展，政策也几乎处于空白，应加大这一领域的政策支持力度，推动风电等可再生能源持续健康发展。
