近年来，在国家新能源政策的引导支持以及各方共同努力下，我国新能源迅猛发展，并网装机规模、消纳电量持续快速增长。与此同时，运行消纳矛盾也日益突出，2010年开始出现弃风问题，2012年*为突出，2013～2014年风电消纳状况有所好转。但今年以来，随着一些新的不利因素出现，弃风弃光问题再度凸显。1～11月，全国弃风率达到15.7%，接近弃风限电*严重的2012年的17.1%，风电消纳形势十分严峻。2015年，新能源运行消纳总体呈现四大特点：新能源并网装机容量、发电量继续保持快速增长;风电消纳矛盾再度凸显，弃风率接近弃风*严重的2012年;新能源利用从增量替代开始进入存量替代时代;跨省跨区消纳为缓解新能源消纳矛盾发挥了积极作用。

　　当前，造成风电消纳困难的原因主要有以下4个方面：

　　一是用电需求增长放缓，消纳市场总量不足，“三北”地区电源装机过剩问题突出。2015年1～11月，国家电网调度范围内用电量同比仅增长0.4%，其中东北、华北、西北地区分别为-1.8%、-1.5%、2%。在电力需求增长放缓的情况下，包括新能源在内的各类电源装机保持较快增长。截至11月底，国家电网调度范围内电源总装机同比增长9.9%，超过用电需求增速9.5个百分点。由于新增的用电市场已无法支撑各类电源的快速增长，导致新能源和火电、核电利用小时数均出现下降。1～11月，国家电网调度范围火电、核电、风电、太阳能发电利用小时数同比分别下降356、311、94、45个小时。特别是东北电网，截至11月底，发电装机容量达1.21亿千瓦，全网*大发电电力仅为5930万千瓦，电源装机严重过剩。

　　二是电源结构失衡，系统调峰能力不足，影响新能源消纳。风电、光伏发电资源富集的“三北”地区，电源结构以火电为主，占比达到73%;抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重不足3%。由于供热机组生产电能的同时又要满足热负荷需求，冬季采暖季，供热机组为保证供热，不能深度调峰，调峰能力下降较大，一般仅为20%左右。特别是东北三省火电机组中供热机组占比超过65%。1～11月，东北地区新增供热机组200万千瓦、核电机组100万千瓦，火电*小技术出力达到3130万千瓦，已基本接近该地区*小负荷，黑龙江、吉林电网供热机组*小方式已高于本地*小负荷，低谷时段基本没有接纳风电的空间，被迫大量弃风。

　　三是电网发展滞后，新能源送出和跨省跨区消纳受限。一方面，国家先后颁布“十二五”风电、太阳能发电等专项规划，但“十二五”电网规划至今没有出台，新能源基地送出通道得不到落实。国家规划了9个千万千瓦级风电基地，其中7个在“三北”地区，目前仅安排了哈密、酒泉、蒙西3个基地的跨区输电项目。另一方面，电网项目核准滞后于新能源项目，新能源富集地区不同程度都存在电网“卡脖子”和跨省跨区通道能力不足问题，已成为制约新能源消纳的刚性约束。甘肃河西地区风电装机已达到949万千瓦，远远超出现有750千伏线路送出控制限额，但没有新增送出线路，尽管调度机构动态优化电网运行方式，安排送出线路长期压极限运行，新能源送出受阻情况仍十分严重。甘肃酒泉风电基地装机规模已超过1200万千瓦、光伏近600万千瓦，但酒泉—湖南特高压直流工程2015年5月才核准建设，预计2017年投产，外送通道建设滞后2～3年。

　　四是风电发展已进入新阶段，适应高比例风电的配套运行和消纳机制缺失。随着装机规模步入亿千瓦级时代，我国风电发展进入规模化发展的相对成熟的新阶段，对系统电力电量平衡和电网安全稳定运行的影响已与风电发展初期小规模、低占比有了本质区别。一方面，随着风电接入系统的比例增加，常规电源开机方式减少，系统电压支撑能力、频率稳定水平下降，电网安全运行的压力增加，需要建立适应高比例新能源接入的运行机制;另一方面，由于没有适时建立常规电源提供辅助服务的补偿机制，火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性，客观上造成了新能源与常规火电争夺消纳市场的矛盾。