其实，早在2017年政府工作报告就把解决弃风、弃光、弃水(即“三弃”)问题列为重点任务，国家发改委、国家能源局于2017年11月联合印发的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》又明确通过实行可再生能源电力配额制、落实可再生能源优先发电制度、推进可再生能源电力参与市场化交易等措施，确保弃水弃风弃光电量和限电比例逐年下降，到2020年，在全国范围内有效解决“三弃”问题。
由于措施得力，截止目前，“三弃”问题的解决取得了阶段性进展，可再生能源电力消纳能力显著提升。5月22日，国家能源局发布的《关于2017年度全国可再生能源电力发展监测评价的通报》显示，2017年，包含水电在内，全部可再生能源电力消纳量为16686亿千瓦时，同比增加10.8%，占全社会用电量的比重为26.5%，同比上升1.1个百分点。
强制消纳+市场交易 弃风量和弃风率“双降”
公开数据显示，2017年全国弃风电量合计约422亿千瓦时，同比降低75亿千瓦时。全国平均弃风率约12.3%，同比下降5.2个百分点。这是三年内弃风电量和弃风率第一次实现“双降”。
数据来源：国家能源局
东北、华北、西北(简称“三北”)地区弃风电量占全国弃风电量的98.4%。国发能研院、绿能智库梳理发现，2017年受风电投资监测预警机制约束，风电企业和资本对三北地区风电投资建设减少，使得这些地区建设增速明显放缓。另一方面，国家出台一系列促进风电消纳的政策，增加多条外送通道保障可再生能源发电优先上网，12条特高压线路输送可再生能源电量1900亿千瓦时，有效缓解了弃风状况。
虽然在政府引导(强制消纳)+市场选择(交易手段)等非常规手段的推动下，2017年度弃风率有所下降，但距离《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)征求意见稿》中明确的，2018年弃风率低于12%，2019年弃风率力争8%左右，2020年弃风率5%左右的目标，还有很大差距。
国发能研院、绿能智库认为：在风电产业即将步入平价上网之际，《通知》将解决弃风限电，消除非技术成本作为项目竞争的前提条件，要求所参与竞争的项目必须具备接网和消纳条件，确保项目建成后达到最低保障收购年利用小时数(或弃风率不超过5%)，再次表明了主管部门解决弃风难题的决心。
其实，经过近20年的发展，风电产业已经逐渐显现出从替代能源，向主流能源发展的态势。2017年，全国风电发电量3057亿千瓦时，占到非化石电源发电量的15.7%。而在新的发展态势下，尽快解决消纳问题，实现平价上网，才能开创风电的未来。
重心转移+电改 助力光伏消纳
在政策措施的大力支持下，2017年全国弃光情况也有所好转。国家能源局统计数据显示，2017年全国弃光电量73亿千瓦时，弃光率为6.0%，同比下降4.3个百分点。弃光主要集中在新疆和甘肃两省。其中，新疆(不含兵团)弃光电量28.2亿千瓦时，弃光率22%，同比下降9.3个百分点;甘肃弃光电量18.5亿千瓦时，弃光率20%，同比下降9.8个百分点。
数据来源：国家能源局
国发能研院、绿能智库分析发现，我国整体的弃光率之所以会进一步降低，主要有四方面原因：电力需求的增长、新建规模的区域转移、特高压输电线路的助力及电改的作用。其中，电改对光伏消纳所起到的作用越来越突出。相关机构统计数据显示，通过电改，2017年，中国八大电力现货市场的风电和光伏电力交易总量为5.7亿千瓦时，其中80%发生在甘肃和新疆。
目前，在光伏发电装机超预期增长背景下，控制“弃光”严重地区的光伏开发节奏已成共识。但是减少“弃光“严重地区的光伏电站建设，将开发重心向中东南部地区转移，要建立在电网安全可靠的前提下。同时，将新能源开发与增量配网紧密联系，通过开发清洁能源微电网示范项目，促进新能源就地消纳也是一种思路。
《中国电力发展报告2017》预计，采取综合措施后，未来三年，三北地区系统光伏消纳能力约1.3亿千瓦，其他地区系统光伏消纳能力约1.9亿千瓦。
采取综合措施后未来三年三北地区光伏消纳能力预测结果
数据来源：《中国电力发展报告2017》
伴随着光伏发电装机超预期增长，光伏财政补贴的缺口越来越大，国发能研院、绿能智库预计，未来三年结合财政补贴承受能力，加大光伏电站标杆电价调整力度。同时，加强宏观调控，控制光伏电站开发强度，新增规模向光伏扶贫等方面倾斜。
市场需求+外送 促进水电消纳
2017年，全国弃水电量515亿千瓦时，西南弃水率呈现下降趋势，尤其是在《关于促进西南地区水电消纳的通知》和《解决弃水弃风弃光问题实施方案》印发后，弃水状况得到明显改善，四川、云南两省弃水电量分别同比下降7.9%、15.2%，但仍占到全国弃水电量的 83.3%，水电消纳问题未根本解决。
数据来源：国家能源局
实际上，四川和云南两省的水电不具备完全消纳能力，特高压输电对弃水情况的缓解发挥了重要作用。以配合四川水电外送为例，2014年-2017年，特高压输电线路连续四年在汛期保持满功率运行，年输送电量超过1000亿千瓦时，约占四川水电发电量的40%。
但是，在各地已有本地电力供应渠道的情况下，外来特高压输电距离长，过网费偏高，早就没有了搏击市场的价格优势。西部地区的火、风、光电也在考虑外送到东北、华北、华东地区，留给川滇水电的外送空间有限。
与此同时，四川、云南两省主要流域大型水电站跨省(区)消纳涉及地域范围广、市场主体多，单纯依靠地方政府、发电企业和电网企业很难协调多方利益主体，亟需国家主导，统筹研究并协调落实雅砻江中游水电、金沙江上游水电等流域大型水电群消纳方向和电网建设方案，并在全国电力规划中加以明确。
值得注意的是，市场需求不足才是川滇水电弃水电量高的主要原因。为此，国发能研院、绿能智库建议：创新市场交易机制，在当前跨省区交易基础上，根据国家能源发展战略和水电发电特性，在跨省区市场中设立水电交易品种，建立中长期交易和现货市场相结合的市场化消纳机制。
