数据显示，截至2016年底，全国风电装机14864万千瓦，太阳能发电装机7742万千瓦，国网调度范围内风电、太阳能发电装机分别占全国的89%、93%。受多种因素影响，局部地区弃风弃光问题突出。2016年弃风396亿千瓦时，弃光69亿千瓦时。弃风主要集中在西北、东北，占全网90%，弃光主要集中在西北，占全网99%。其中，西北弃风弃光主要集中在新疆、甘肃两省区，新疆、甘肃合计弃风电量占全网总弃风电量的61%，弃光电量占全网总弃光电量的80%。
为解决弃风弃光问题，国网实施全网统一调度，打破过去分省备用模式，西北全网统一安排备用，尽可能压减火电开机，增加新能源消纳空间。通过跨区直流，华中抽蓄电站低谷时购买西北风电抽水运行，增加新能源交易电量。实施新能源在全网范围强制消纳，将新能源外送优先级提到跨区直流配套火电之前，发生弃风弃光时，强制压减配套火电出力，优先输送新能源。在国家相关政策没有完全出台的情况下，率先试点弃风弃光跨区现货交易，充分利用现有通道裕度，累计组织交易近1000笔，外送电量18.5亿千瓦时。
此外，国家电网公司还严格落实国家能源局风电监测预警要求。对预警结果为红色的地区，一律暂停办理并网；对明、后两年弃风弃光比例超过10%的省份，按黄色预警对待，暂停出具并网意见。
“解决我国新能源消纳问题，需要在技术和机制上加快推动实施一些关键措施。”国网相关人士介绍，“需加快调峰能力建设，煤电灵活性改造技术成熟，效果好、见效快，适合我国国情，应按照国家‘十三五’规划确定的改造目标加快推进。加快抽水蓄能等灵活调节电源建设。将自备电厂全部纳入电网统一调度、参与调峰。”
同时，加快外送通道建设，为新能源在全国范围消纳创造条件。建设华北、华东、华中坚强受端电网，充分发挥跨区特高压直流通道作用，实现满功率运行。出台可再生能源配额制，明确地方政府的主体责任，纳入地方政府绩效考核。建立绿色证书交易制度，鼓励电力用户认购新能源。
此外，加快建设全国统一电力市场，逐步放开发用电计划，将发电权交易、直接交易等交易机制纳入电力市场体系，完全放开省间交易。更重要的是，要严格按照国家“十三五”能源、电力规划目标，充分考虑消纳能力，有序发展新能源。上述人士表示：“我们对上述措施进行了量化分析，在所有措施执行到位的情况下，弃风弃光问题有望得到根本解决，2020年弃风弃光率均可控制在5%以内。”
但同时，要实现上述目标面临极大挑战，煤电灵活性改造规模和进展难以达到预期，西北、华北地区推进缓慢。同时，关系电网安全和新能源消纳的一些关键电网工程，尚未明确建设方案，若不能在2019年建成投运，部分特高压直流工程不能满功率运行。而且，我国电力市场建设尚处于起步阶段，“十三五”全面建成全国统一电力市场存在很大挑战。更重要的是，新能源发展规模控制在国家规划目标内的难度很大，目前“三北”部分省（区）在运风电装机已超过2020年规划目标。
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