可以说，在甘肃仅靠本省电力市场，新能源无法完全消纳。据甘肃省电力公司调度控制中心统计校核数据，2014年甘肃由于电网原因发生弃风电量13.72亿千瓦时。由于消纳能力不足发生弃风电量6.42亿千瓦时，占到了47%。

　　事实上，大规模新能源消纳一直都是世界性难题，与国外相比，我国的新能源消纳问题更为突出。表现在风资源集中、规模大，远离负荷中心，难以就地消纳。另一方面，我国电源结构以火电为主，占比达到67%，特别是三北地区，占比达到70%；全国抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重仅为6%，三北地区不足4%。其中，东北、西北地区抽水蓄能等灵活调节电源比重只有1.5%、0.8%。

　　影响系统调峰的一个重要因素是供热机组比重。由于供热机组生产电能的同时又要满足热负荷需求，不能深度调峰，调峰能力下降较大，一般仅为20%左右。目前，三北地区火电机组中，供热机组占有很大比重，7个省区超过40%，电网调峰更加困难，成为新能源消纳难的重要叠加因素。

　　对此，有专家表示，破解弃风、弃光难题，根本上还得靠新能源送出和跨省跨区更大范围内消纳。但现实是，国家先后颁布了“十二五”风电、太阳能发电等专项规划，“十二五”电网规划却至今没有出台，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、蒙西等3个基地的跨区输电项目。

　　值得注意的是，当前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。还是以甘肃为例，目前酒泉风电基地装机规模已超过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23年。

　　当前，正值国家“十三五”能源电力规划编制的关键时期，须做到新能源与消纳市场、新能源与其他电源、电源与电网三个统筹，改变过去各类电源各自为政，只发布专项规划的做法，实现电力系统整体统一规划。