清洁的光伏、风电是未来能源的重要组成部分，各个发达国家都加大了研发建设力度。确保光伏、风电等新能源健康、持续发展，不仅有利于保障我国能源安全，也将为我国完成向国际社会承诺的减排目标奠定坚实基础。虽然我国全社会电力需求放缓已是不争的事实，但是新能源发展自身存在的问题也亟待破解。
一是新能源与调峰电源在规划和项目安排上缺乏统筹协调，电源结构性矛盾突出，系统调峰困难。比如，风能资源丰富的“三北”地区电源结构以煤电为主，可“三北”地区能有效适应风电变化、可灵活调节的抽水蓄能及燃气等电源比重仅占3%；占总装机比重达76%的燃煤机组一半以上是供热机组，在冬季供暖期间调节能力仅5%至10%，无法在风电出力较大的负荷低谷时段为风电腾出足够的消纳空间。
反观欧美等国家和地区的电源结构，燃油、燃气、抽水蓄能以及具有调节性能的水电机组等具有灵活调节性能的比例相对较高：西班牙灵活调节电源比例高达34%，是风电的1.6倍；美国高达47%，是风电的13倍。
二是新能源发展与电网规划脱节，跨区跨省通道建设滞后。国家先后颁布“十二五”风电、太阳能发电等专项规划，但没有出台配套的电网规划，新能源基地送出通道建设得不到落实。国家规划了9个千万千瓦风电基地，其中7个在“三北”地区，而目前仅安排了哈密、酒泉、内蒙古西等3个基地的跨区输电项目。
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。如甘肃酒泉风电基地装机规模已超过1200万千瓦、光伏发电近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至3年。
三是电源侧、电网侧、用户侧均缺乏有利于新能源消纳的激励机制与政策。从电源侧来看，考虑到风、光等新能源出力特性，迫切需要出台有利于新能源与常规电源协调运行的辅助服务机制并大范围推广，推动新能源规模化发展和有效利用。从电网侧来看，尽管国家已启动了配额制等有利于风电跨省跨区消纳的相关政策研究，但要从根本上提高各地接纳省外风电积极性，亟须出台相关政策措施。从用户侧来看，“三北”地区尚没有出台用户侧峰谷电价、分时电价等有利于低谷风电消纳的需求侧管理响应激励机制，低谷风电供热试点也因为缺乏灵活的电价机制而难以推广。
因此，长远来看要彻底根治“弃风弃光”，实现我国新能源高比例消纳和大规模发展，需要电源、负荷、电网三大环节同时发力。电源侧要充分发挥存量火电机组调节能力，同时建设抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源；负荷侧要实施需求侧响应，推广新能源供热、制氢等多样化利用方式，推进电能替代，积极拓展本地消纳市场；电网侧要扩大新能源消纳范围，加快跨省跨区输电通道建设，打通制约新能源在更大范围内消纳的输送瓶颈。
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