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　　电力系统由负荷、电源、电网三部分组成，其具有供需动态平衡特征，即电力商品的发输配用全环节必须同时完成，且电力不易大规模存储。这一特征，决定了新能源电力消纳是电力（功率）的瞬时平衡，而发电量只是消纳结果的体现，不能作为衡量消纳好坏、横向比较的指标。长期以来，由于对电源结构规划的重视不够，没有充分认识“基荷、腰荷、峰荷电源结构”这一概念，导致电源装机容量虽然富裕了，但系统调峰问题却更加突出。发达国家十分重视合理的电源结构，使基荷、腰荷、峰荷电源保持最佳比例。如果要用国外一些国家的消纳水平与中国作比较，那么首先要从电源结构这一主要“硬件”比起。

　　新能源（如风、光）能量密度低、稳定性较差，其发电具有波动性、间歇性，反调峰特性、极热无风、极寒无光等特征，即系统需要电力时新能源发电少甚至没有、系统要减少发电出力时往往又是新能源大发时段，这会让系统调峰矛盾雪上加霜，也就形成了所谓的“弃电”时段。负荷低谷期，日内是夜间、年内是冬春两季，负荷水平接近常规机组的最小技术出力，这时系统接纳新能源的空间较小，但恰恰是风电大发时段；负荷高峰期，如夏季大负荷期，需要电源发电，但又属于小风季节。光伏发电与风电虽有一定的互补性，但整体上并没有改变新能源的出力特性。

　　新能源与其他电源。为保障全额消纳新能源电力，负荷低谷、新能源大发时段，其他电源若深度调峰，要付出高昂的调峰成本。新能源出力变化快，当以煤电机组为主的常规电源深度调峰，导致制粉、除灰、油、汽、水等系统频繁调整，电厂设备磨损大、煤耗高，不安全、不经济运行，迫使部分低碳机组高碳运行。随着大规模新能源并网，如果过分强调新能源全额收购，新能源发展只片面强调成本需求，而不注重系统友好性的提升，则其大规模发展会让其他电源背上沉重的调峰负担，也限制了新能源发展的空间。

　　新能源与电网建设。2018年，国家能源局印发《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》（国能发新能〔2018〕34号），其中有一条是“电网企业负责投资建设接网工程”，由此可以看出，新能源配套接网工程最起码是低效投资。大规模新能源接网和外送工程建设，由于其利用率低（即使按风电年利用小时数3000小时计算，电网工程超过60%的时间处于闲置状况），虽可纳入电网输配电价，但在现行核价规则下，其投资仍难以取得合理回报，这给新能源富集区域的电网企业背上了沉重的负担，又会变相地形成了区域间的“交叉补贴”。