2）地方发展煤电等常规电力的意愿仍强烈。
当前我国经济正由高速增长阶段进入到平稳增长阶段，经济新常态形势下，一些地区已开始出现淡化节能的苗头，地方寻求较大规模的新经济增长点冲动强烈，尤其是“三北”地区，由于环境容量相对较大，土地受限相对较小，且规划煤电基地、能源基地较为集中，地方政府考虑税收、招商引资等因素，布局煤电和其他非可再生能源电源的意愿增强。2015年一季度，在全社会用电量增幅仅为0.8%的情况下，全国电源投产规模却同比增加492万千瓦，一季度新增火电规模近千万千瓦（994万千瓦），超过风电（199万千瓦）、光伏（346万千瓦）、水电（159万千瓦）核电（109万千瓦）新增装机的总和，未来电力消纳的形势将更加严峻。
3）输电通道建设和使用上对可再生能源电力考虑严重不足。
我国风能、太阳能、水能资源和电力负荷特性决定了风电、太阳能发电、水电等电源在各自达到数亿千瓦级发展规模下，需要有相应规模的风光水电力跨省跨区输送，如仅考虑风电，根据“十二五”规划目标，2020年风电达到2亿千瓦装机规模，则外送规模为4000万~6000万千瓦。根据《大气污染防治行动计划》，到2020年将落实12条特高压输电线路外送通道，但由于全社会用电量和电力负荷增量减缓，各界对部分特高压输电通道建设态度不一，造成部分输电通道投产时间和计划决策困难。
更重要的是，这12条通道能提供多大规模的可再生能源电力外送容量存在较大的不确定性，目前部分通道尚未完成报批，而已完成报批或报批正在进行中的通道，对于输送电力和电量的安排仍以火电为主，如宁东至浙江特高压线路，虽然输送方案没有确定，但已设计的两种方案下风光电量配比仅为15%、6%。主要原因仍在利益分配方面，从送端角度，火电电源规划和布局的装机容量大，造成了火电、风电、太阳能发电等各电源抢占通道容量，从电网角度，火电容量和电量比例高有利于提升特高压线路输电小时数，增加输电线路收益或降低输电成本，从受端角度，受端地区接受大规模的外送容量，一方面影响本地原有电源的利用小时数和利益，另一方面影响本地电源尤其是风光电源的增量规模。
4）可再生能源本地消纳空间未能得到充分利用。
从本地消纳角度，目前许多有利于可再生能源电力本地消纳的手段和途径尚未得到利用，如清洁能源供热可以成为促进“三北”地区可再生能源电力本地消纳的重要手段，但在政策机制上为空白，收益问题难以解决。此外，一些做法还侵占了可再生能源电力本地消纳空间，如自备电厂，目前大多数自备电厂不参与调峰，拥有自备电厂企业将大电网作为备用，大大降低本地电网的灵活性容量。
根据最近颁布的电改文件，为推进电力市场化，鼓励电源和电力用户之间的直接交易，从电力市场化改革的角度，推进直接交易是市场化的一部分，但在其他政策机制没有调整的情况下，直接交易的潜在影响是降低区域内电网的灵活性。部分北方地区在电力过剩的情况下，以热电联产机组名义安排过多的火电机组，而根据目前的政策规定和调度计划安排，70%~90%的热电联产机组最小出力大大高于纯火电机组50%~60%的最小出力，进一步侵占可再生能源电力本地消纳空间。
风电、光伏等波动性可再生能源电力的消纳问题是其持续发展的长期挑战，根本解决之路首要是顶层设计，进行体制机制上的调整。在电力市场化建设短期内难以一步到位的情况下，强调规划间的协调并真正将规划落到实处、按规划实施是必需的。2009年全国人大修订了《可再生能源法》，相较于之前的法律版本，主要调整了三方面的内容，其中之一即是强调规划的科学性，要求进行科学论证，但其主要规范的是可再生能源规划的科学性以及国家和地方可再生能源规划之间的衔接，在可再生能源电力已经开始成为替代能源、成为电力结构中不可或缺的组成部分情况下，规划的科学性更应体现在经济、能源、电力、可再生能源等不同层次规划之间的协调方面。
>
>
