“十二五”以来，在各项政策的有效实施下，我国可再生能源取得了重要进展，尤其是可再生能源电力市场增长迅速，风电、水电的新增装机和累计装机均为世界第一，光伏发电也排在世界前列。2014年底，可再生能源发电累计装机量4.36亿千瓦，在全国总发电装机的比重为32.0%，当年发电量1.47万亿千瓦时，在全部发电量的比重为23.2%，其中风电增加了1.6个百分点，水电增加了3.1个百分点。风电、光伏发电在内蒙、甘肃、青海等地的发电量比重均超过10%，成为当地重要的新增电源，在这些地区已发挥了重要的电力替代作用。
随着可再生能源电力规模的扩大，可再生能源限电问题出现且日趋严重，尤其是在西部一些地区，风电、光伏发电等装机在当地电力总装机比重超过10%，部分省区超过20%，消纳问题更为凸显。考虑实现2020年非化石能源在一次能源中占比15%的目标，届时风电和光伏发电的装机需要分别达到2亿千瓦和1亿千瓦以上，并且由于风光资源和土地因素，至少三分之二的风电和光伏发电仍需要分布在西部和北部地区，因此，并网和消纳问题如不能得到有效缓解或解决，将继续成为可再生能源电力进一步扩大规模的最主要瓶颈。
可再生能源消纳难题的原因是多方面的，既有技术和基础设施方面的因素，更有政策体制的原因，包括电力体制、长远战略、价格机制、经济激励、利益分配、运行管理等。从当前和近期形势看，这一难题首要的直接原因是可再生能源与其他常规电源之间以及与电网之间的规划衔接、建设布局和协调发展方面存在的日益严重的问题。
虽然近年来我国可再生能源电力增长迅速，但仍没有建立适应可再生能源大规模发展的体制机制，在能源、电力等战略规划、统筹布局方面，仍按照常规能源为主导、火电等常规电力为基础的思路进行设计和安排，因此造成与可再生能源电力规划、风电、太阳能发电等发展思路和规划之间严重脱节，并且随着可再生能源电力装机和发电量在电力供应中比例的不断增加，各类电源之间、电源与电网之间的矛盾愈加突出。仅在规划方面，目前突出表现在以下几点：
1)煤电等常规电源规划、布局、建设总量超出需求，占据可再生能源电力发展空间。
我国在2014年已提出推动能源生产和消费革命的能源发展战略，并且近两年国务院也出台了若干重大战略计划和方案，如《大气污染防治行动计划》、《能源发展战略行动计划(2014-2020)》等，但在煤电等常规电源布局和发展规划上，仍为煤电发展预留了相当大的空间，如根据《能源发展战略行动计划(2014-2020)》中提出的2020年煤炭消费占比62%的指标和《煤炭清洁高效利用计划》中电煤比重指标，2020年全国煤电发电量将达到6万亿千瓦时，超过2014年全社会用电量的总和，届时煤电电量占比约四分之三。
在北方部分地区，未来电源发展之间的矛盾将更加突出，以东北电网覆盖区为例，近年来这一地区无论是电力还是电量都呈现过剩，但一方面未来几年内电力需求增长仍将非常有限，另一方面已经获得核准尚未建设的火电项目就超过2000万千瓦，且近期内辽宁还将有200万千瓦核电机组投运，这都将大大挤占现有可再生能源电力消纳和未来发展的空间。
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。
2015年是“十三五”规划启动之年，建议国家和地方能源及相关主管部门基于最新形势，根据国务院确定的《大气污染防治行动计划》以及能源生产和消费革命的战略要求，更新和细化风电、太阳能发电等可再生能源发展目标、布局和重大举措，强化国家规划和地方规划的衔接、以及电网、其他电源与风电、太阳能发电等可再生能源规划的衔接，进行发展规划和可再生能源电价补贴资金的统筹，从而切实提高规划的严肃性、指导性、科学性和可操作性，引导可再生能源电力持续大规模开发利用和相应的配套基础设施建设。具体行动建议如下：
一是科学规划能源和电力的总体布局，将可再生能源电力发展切实放在优先地位。
根据近期的电力需求形势、可再生能源资源分布、土地资源和水资源可利用条件、电力需求等，合理布局可再生能源电力，在东中部地区鼓励分散式风电、分布式光伏、光热热电联产的发展，在西部和北部地区规划集合风电、水电、光伏、光热的可再生能源发电综合基地;压缩火电尤其是煤电的建设规模，尤其是做好地方规划和国家规划的衔接，防止地方为本地利益超规划建设煤电项目。
二是务实推进电源和电网规划衔接。
综合考虑“三北”地区的风电、太阳能发电等可再生能源电力发展和对电网的需求，尽早决策“三北”地区电源基地外送电网通道规划和建设，尤其是《大气污染防治计划》中提出的特高压通道规划和建设，以通道输送可再生能源电力电量为主为前提，按照提升各类电源和输电通道的整个系统经济性的原则，优化布局能源基地的电源类别、容量和建设时序。
三是充分挖掘“三北”地区本地消纳风电、光伏等波动性电源的潜力。
加强对地方自备电厂和热电联产机组的管理，从技术和运行角度充分评估，适度调整这两类电厂的运行方式。
四是尽快建立科学的动态的规划体系，形成并完善规范的规划方法。
对于电力规划，需要在电源侧、输配侧、消费侧进行电力和电量等多角度规划布局，满足未来经济社会发展对于电力的需求。对于风电、光伏等波动性电源，在制定规划和消纳方案时，应对目前偏保守的电源规划和消纳方法予以调整，使风光电力和电量在更大范围内消纳，科学确定风电、光伏发电的置信容量比，从而可适度减少系统备用率，提升全系统的效率和效益。
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