对于这样“可喜”的数据，现实回应的是“可惜”的结局。面对大规模弃风、弃光现象，除了新能源发电企业“十二五”期间大跃进式的野蛮生长之外，还有更深层的原因。
根据规划，“十二五”末全社会用电量达6.15万亿千瓦时。但事实上，随着经济发展进入新常态，我国用电量增速明显下滑。根据国家能源局公布的统计数据，2015年，全社会用电量为5.55万亿千瓦时，仅为预期目标90%。
我们已经进入了电力产能过剩，用电需求放缓的时代。
而在电力产能过剩的情况下，新能源电源装机却保持较快增长。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，导致风电、太阳能发电利用小时数同比下降94小时和45小时。
而在电力供给端，火电项目的不降反升，同样挤压着新能源发电的份额。华北电力大学经济与管理学院发布的《中国煤电产能过剩及投资泡沫研究》指出，以煤电为主的火电项目大跃进式增长，将在“十三五”期间造成超过2亿千瓦的装机过剩和7000亿元投资成本浪费，这一数字相当于2015年中国GDP总值的1.03%。
据统计，2015年前11月，国内核准的火电项目超过120个，装机容量超过1亿千瓦，更让人担忧的是，目前国内还有1.2亿千瓦的火电在建规模和1.7亿千瓦的火电路条规模。
某火电厂负责人告诉记者，火电投资是一个长远的事情，火电站从立项审批到最后建成需要3～5年时间，目前虽然经济放缓、需求低迷，但无法判断未来是否会出现需求大增。而且，当前煤炭价格严重下跌，火电的发电成本低，虽然有电力产能过剩存在，但成本低带来了利润的增多，电力企业仍然可以盈利。所以，继续增加火电投资以抢占市场，仍是火电企业抛开理性的选择。
进一步分析，火电项目之所以在近期出现“逆袭”，一方面是因为火电发展空间非常有限，各发电集团希望能抓住“最后机会”，抢占市场份额；另一方面是投资体制改革，中央简政放权，下放火电项目审批权，地方政府为稳增长、保就业，加快了核准进度。
与此同时，高耗能企业隶属下的自备电厂，也在低发电成本刺激下，大肆扩张。这些自备电厂大多负荷相对固定，不参与系统调峰，其大量集中发电造成电网调峰能力不足，加剧了清洁能源消纳难题。
截至11月底，“三北”地区自备电厂装机容量4231万千瓦，占火电装机比例达到13%。其中自备电厂装机占本省火电装机比例超过10%的省区有6个。
如果将全国电力消纳市场比做一个水桶，现在的状况是，在看到水桶已经满了的情况下，包括新能源在内的各类电源主体，还不断往里加水，造成外溢是不可避免的。
那么，如何将溢出来的水，通过合理配置，送到需要的地方，就成为解决问题的关键。然而，如今新能源外送通道建设，一直处于滞后状态，导致外送消纳受限。
众所周知，我国风能、太阳能资源和电力负荷逆向分布的特性决定了其电源在各自达到数亿千瓦级规模下，需要有相应规模的风光电力跨省跨区输送。以风电为例，根据“十二五”规划目标，2020年风电将达到2亿千瓦装机规模，外送规模应为4000万～6000万千瓦。
而现实情境则是，“十二五”电网规划至今没有出台，新能源基地送出通道迟迟得不到落实。国家规划了9个千万千瓦风电基地，其中7个在“三北”地区，目前仅安排了哈密、酒泉、蒙西等3个基地的跨区输电项目。以甘肃酒泉风电基地为例，其装机规模已超过1200万千瓦、太阳能发电近600万千瓦，但酒泉-湖南特高压直流工程2015年5月核准建设，预计2017年才能投产，外送通道建设滞后2～3年。不难看出，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，从而加剧了新能源发电企业一边通过补贴加大投资，另一边生产的电力却被弃掉的困境。
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