《报告》分析指出，即使考虑未来新建直流工程因素，到2020年，甘肃的弃风率和弃光率也将分别达到26.6%和29.6%，如排除新建外送通道的影响，其弃风和弃光率更将高达41.9%和49.1%。同样，在新疆地区，即便有新建直流工程上马，其弃风率和弃光率也将达到25.84%和22.38%。而在宁夏和青海，整体弃新能源率也将在10%左右。同时，“十二五”末“零弃光”、“零弃风”的陕西省在“十三五”期间也将面临弃电风险，如新建陕北—关中二通道，弃光弃风率或将维持在较低水平。
面临这一形势，《报告》指出，目前，除陕西外，西北五省（区）的风电和光伏规划装机规模均已超过系统可以正常消纳的范围，部分省份的弃风弃光情况理论上已经不允许在2020年以前再新增新能源装机。以甘肃省为例，根据《报告》，为保障2020年新能源正常消纳，甘肃省的风电合理装机应维持在约11000MW，光伏装机在5600MW左右。而根据国家电网甘肃省电力公司去年10月的统计数据，甘肃省风电、太阳能发电装机容量已达12770MW和6790MW，远超合理装机容量。《报告》直言，甘肃省即使从2015年后就不再新增风电装机，也很难保证将弃风率控制在5%。
究其原因，《报告》认为，西北区域弃风弃光主要是系统调峰能力不足和传输容量受限造成的。同时，随着西北区域电源电网的发展，这两大原因对弃风弃光的影响占比也正在发生变化。
按照国家“十三五”规划，西北区域各省（区）网架结构将显着加强，陕西陕北-关中750千伏第二通道、青海750千伏北通道和日月山-塔拉-海南-西宁双环网、新疆“五环网”的建设，将显着提高西北各省（区）新能源外送消纳能力，除甘肃电网依然受制于河西走廊输电通道以外，各省（区）新能源送出受限的问题将得到很大程度的缓解。如相关规划可以顺利推进，“十三五”末，甘肃将成为西北区域中唯一因传输容量受限而大量弃风弃光的省份。因此，未来依然需要继续对甘肃电网结构进行加强。特别是河西走廊输电通道，要尽快建成由双回750kV线路组成的多环网结构，从而进一步提高甘肃省西北部电源中心向西南部负荷中心的输电能力，减少因传输受阻造成的弃风弃光。
而在调峰能力方面，早在2015年，调峰能力不足就已成为西北电网弃风弃光的主导因素，但当时新能源传输容量受限问题依然不容忽视。《报告》预计，到2020年，对于西北大部分省份而言，传输容量受限导致的弃风弃光占比将大幅降低，而调峰能力不足问题将愈加严重。宁夏电网和甘肃电网在供热期间调节能力较弱；新疆自备电厂占比很大，在自备电厂不参与调峰的情况下，难以为新能源消纳留出足够的空间；同时，青海、陕西电网在水电大发期间，也可能面临调峰问题。
为此，在新能源消纳的运行策略和配套政策方面，《报告》提出，在允许合理弃风弃光的基础上，应充分利用西北地区多类型能源的互补性，最大程度缓解随机波动，优化调度。尤其要充分利用黄河上游水库的能量存储能力，做到与风、光的互补调度。其次，要科学利用输电通道，减少新能源长距离输送。采取一定的经济刺激政策，激励用电大户在新能源集中装机地区投资生产，推行电采暖等电能替代措施，发展余电制氢等新兴产业，从而尽可能实现新能源就地消纳。同时，要推进辅助服务市场建设，建立调峰参与激励机制并引入需求侧管理，提高新能源消纳能力。最后，《报告》建议，要尽快推广可再生能源配额制政策，对发电企业、电网企业和地方政府三大主体提出约束性的可再生能源配额要求。在强制性的基础上，配额指标允许通过交易行为在不同市场主体之间流转，使配额制可以更为灵活地帮助新能源消纳。
此外，在监管方面，《报告》进一步提出，要促进新能源与其他电源、电网进行统一规划并注重电源和电网在建设时序上的衔接。
