《報告》分析指出，即使考慮未來新建直流工程因素，到2020年，甘肅的棄風率和棄光率也將分別達到26.6%和29.6%，如排除新建外送通道的影響，其棄風和棄光率更將高達41.9%和49.1%。同樣，在新疆地區，即便有新建直流工程上馬，其棄風率和棄光率也將達到25.84%和22.38%。而在寧夏和青海，整體棄新能源率也將在10%左右。同時，“十二五”末“零棄光”、“零棄風”的陜西省在“十三五”期間也將面臨棄電風險，如新建陜北—關中二通道，棄光棄風率或將維持在較低水平。

　　面臨這一形勢，《報告》指出，目前，除陜西外，西北五省（區）的風電和光伏規劃裝機規模均已超過系統可以正常消納的范圍，部分省份的棄風棄光情況理論上已經不允許在2020年以前再新增新能源裝機。以甘肅省為例，根據《報告》，為保障2020年新能源正常消納，甘肅省的風電合理裝機應維持在約11000MW，光伏裝機在5600MW左右。而根據國家電網甘肅省電力公司去年10月的統計數據，甘肅省風電、太陽能發電裝機容量已達12770MW和6790MW，遠超合理裝機容量。《報告》直言，甘肅省即使從2015年后就不再新增風電裝機，也很難保證將棄風率控制在5%。

　　究其原因，《報告》認為，西北區域棄風棄光主要是系統調峰能力不足和傳輸容量受限造成的。同時，隨著西北區域電源電網的發展，這兩大原因對棄風棄光的影響占比也正在發生變化。

　　按照國家“十三五”規劃，西北區域各省(區)網架結構將顯著加強，陜西陜北-關中750千伏第二通道、青海750千伏北通道和日月山-塔拉-海南-西寧雙環網、新疆“五環網”的建設，將顯著提高西北各省(區)新能源外送消納能力，除甘肅電網依然受制于河西走廊輸電通道以外，各省(區)新能源送出受限的問題將得到很大程度的緩解。如相關規劃可以順利推進，“十三五”末，甘肅將成為西北區域中唯一因傳輸容量受限而大量棄風棄光的省份。因此，未來依然需要繼續對甘肅電網結構進行加強。特別是河西走廊輸電通道，要盡快建成由雙回750kV線路組成的多環網結構，從而進一步提高甘肅省西北部電源中心向西南部負荷中心的輸電能力，減少因傳輸受阻造成的棄風棄光。

　　而在調峰能力方面，早在2015年，調峰能力不足就已成為西北電網棄風棄光的主導因素，但當時新能源傳輸容量受限問題依然不容忽視。《報告》預計，到2020年，對于西北大部分省份而言，傳輸容量受限導致的棄風棄光占比將大幅降低，而調峰能力不足問題將愈加嚴重。寧夏電網和甘肅電網在供熱期間調節能力較弱；新疆自備電廠占比很大，在自備電廠不參與調峰的情況下，難以為新能源消納留出足夠的空間；同時，青海、陜西電網在水電大發期間，也可能面臨調峰問題。

　　為此，在新能源消納的運行策略和配套政策方面，《報告》提出，在允許合理棄風棄光的基礎上，應充分利用西北地區多類型能源的互補性，最大程度緩解隨機波動，優化調度。尤其要充分利用黃河上游水庫的能量存儲能力，做到與風、光的互補調度。其次，要科學利用輸電通道，減少新能源長距離輸送。采取一定的經濟刺激政策，激勵用電大戶在新能源集中裝機地區投資生產，推行電采暖等電能替代措施，發展余電制氫等新興產業，從而盡可能實現新能源就地消納。同時，要推進輔助服務市場建設，建立調峰參與激勵機制并引入需求側管理，提高新能源消納能力。最后，《報告》建議，要盡快推廣可再生能源配額制政策，對發電企業、電網企業和地方政府三大主體提出約束性的可再生能源配額要求。在強制性的基礎上，配額指標允許通過交易行為在不同市場主體之間流轉，使配額制可以更為靈活地幫助新能源消納。

　　此外，在監管方面，《報告》進一步提出，要促進新能源與其他電源、電網進行統一規劃并注重電源和電網在建設時序上的銜接。