近年來，在國家新能源政策的引導支持以及各方共同努力下，我國新能源迅猛發展，并網裝機規模、消納電量持續快速增長。與此同時，運行消納矛盾也日益突出，2010年開始出現棄風問題，2012年最為突出，2013～2014年風電消納狀況有所好轉。但今年以來，隨著一些新的不利因素出現，棄風棄光問題再度凸顯。1～11月，全國棄風率達到15.7%，接近棄風限電最嚴重的2012年的17.1%，風電消納形勢十分嚴峻。

2015年，新能源運行消納總體呈現四大特點：新能源并網裝機容量、發電量繼續保持快速增長;風電消納矛盾再度凸顯，棄風率接近棄風最嚴重的2012年;新能源利用從增量替代開始進入存量替代時代;跨省跨區消納為緩解新能源消納矛盾發揮了積極作用。

當前，造成風電消納困難的原因主要有以下4個方面：

一是用電需求增長放緩，消納市場總量不足，“三北”地區電源裝機過剩問題突出。2015年1～11月，國家電網調度范圍內用電量同比僅增長0.4%，其中東北、華北、西北地區分別為-1.8%、-1.5%、2%。在電力需求增長放緩的情況下，包括新能源在內的各類電源裝機保持較快增長。截至11月底，國家電網調度范圍內電源總裝機同比增長9.9%，超過用電需求增速9.5個百分點。由于新增的用電市場已無法支撐各類電源的快速增長，導致新能源和火電、核電利用小時數均出現下降。1～11月，國家電網調度范圍火電、核電、風電、太陽能發電利用小時數同比分別下降356、311、94、45個小時。特別是東北電網，截至11月底，發電裝機容量達1.21億千瓦，全網最大發電電力僅為5930萬千瓦，電源裝機嚴重過剩。

二是電源結構失衡，系統調峰能力不足，影響新能源消納。風電、光伏發電資源富集的“三北”地區，電源結構以火電為主，占比達到73%;抽水蓄能、燃氣等靈活調節電源比重不足3%。由于供熱機組生產電能的同時又要滿足熱負荷需求，冬季采暖季，供熱機組為保證供熱，不能深度調峰，調峰能力下降較大，一般僅為20%左右。特別是東北三省火電機組中供熱機組占比超過65%。1～11月，東北地區新增供熱機組200萬千瓦、核電機組100萬千瓦，火電最小技術出力達到3130萬千瓦，已基本接近該地區最小負荷，黑龍江、吉林電網供熱機組最小方式已高于本地最小負荷，低谷時段基本沒有接納風電的空間，被迫大量棄風。

三是電網發展滯后，新能源送出和跨省跨區消納受限。一方面，國家先后頒布“十二五”風電、太陽能發電等專項規劃，但“十二五”電網規劃至今沒有出臺，新能源基地送出通道得不到落實。國家規劃了9個千萬千瓦級風電基地，其中7個在“三北”地區，目前僅安排了哈密、酒泉、蒙西3個基地的跨區輸電項目。另一方面，電網項目核準滯后于新能源項目，新能源富集地區不同程度都存在電網“卡脖子”和跨省跨區通道能力不足問題，已成為制約新能源消納的剛性約束。甘肅河西地區風電裝機已達到949萬千瓦，遠遠超出現有750千伏線路送出控制限額，但沒有新增送出線路，盡管調度機構動態優化電網運行方式，安排送出線路長期壓極限運行，新能源送出受阻情況仍十分嚴重。甘肅酒泉風電基地裝機規模已超過1200萬千瓦、光伏近600萬千瓦，但酒泉—湖南特高壓直流工程2015年5月才核準建設，預計2017年投產，外送通道建設滯后2～3年。

四是風電發展已進入新階段，適應高比例風電的配套運行和消納機制缺失。隨著裝機規模步入億千瓦級時代，我國風電發展進入規模化發展的相對成熟的新階段，對系統電力電量平衡和電網安全穩定運行的影響已與風電發展初期小規模、低占比有了本質區別。一方面，隨著風電接入系統的比例增加，常規電源開機方式減少，系統電壓支撐能力、頻率穩定水平下降，電網安全運行的壓力增加，需要建立適應高比例新能源接入的運行機制;另一方面，由于沒有適時建立常規電源提供輔助服務的補償機制，火電企業普遍沒有為新能源調峰的積極性，客觀上造成了新能源與常規火電爭奪消納市場的矛盾。