2017年全年新疆电网调度口径累计总发电量2519.4亿千瓦时，同比增长11.4%，其中新能源和可再生能源发电量659.5亿千瓦时，占总发电量的26.18%。新疆幅员广阔，风能、光能资源丰富，随着能源基地建设深入推进，风电、光伏装机规模稳居全国前列。在新能源和可再生能源发电量中，风电发电量312.7亿千瓦时，同比增长42.1%，占总发电量的12.4%;太阳能发电量102.6亿千瓦时，同比增长54.4%，占总发电量的4.1%;水电发电量244.2亿千瓦时，同比增长15.0%，占总发电量的9.7%。
在新能源快速发展的同时，受经济下行压力加大、产业结构调整等因素影响，从2015年下半年开始，新疆弃风弃光问题凸显。这一问题已成为新能源行业亟待跨越的障碍。通过一系列举措2017年新疆全年新能源和可再生能源设备平均利用小时数分别为：风电设备平均利用小时数为1801小时，同比增加228小时;太阳能发电设备平均利用小时数为1221小时，同比增加233小时;水电设备平均利用小时数为3687小时，同比增加398小时。
2017年，新疆全年新能源和可再生能源发电量659.5亿千瓦时，其中可再生电力外送量161亿千瓦时，占“疆电外送”总电量的36.6%。经初步测算，2017年新疆能源消费总量为1.84亿吨标煤，可再生能源占能源消费总量比例为9.24%。通过市场化交易新能源电量117.8亿千瓦时，其中：新能源直接交易电量28亿千瓦时，新能源与燃煤自备电厂发电权替代交易电量79亿千瓦时，“电力援疆”跨省外送新能源交易电量10.8亿千瓦时。
2017年，新疆新能源弃电量、弃电比均实现双降，弃风弃光形势好转，但仍不乐观。全年弃风电量132.5亿千瓦时，较2016年减少4.7亿千瓦时;弃风率29.8%，同比下降8.6个百分点。弃光电量28.2亿千瓦时，较2016年减少2.9亿千瓦时;弃光率21.5%，同比下降11.5个百分点。分区域看，博州风电消纳较为良好，弃风率为17.8%;阿勒泰地区、巴州风电消纳形势不容乐观，弃风率远高于全区平均水平，分别达41.6%、44.8%。乌鲁木齐市、哈密市、伊犁州光伏发电消纳相对较好，弃光率分别为17.1%、17.3%、17.6%;和田地区、阿克苏地区、塔城地区光伏发电消纳情况较为严峻，弃光率远高于全区平均水平，分别达30.9%、27%、26.1%。
图1新疆自治区地图
图2中国风力发电装机量
2017年，风电发电量达3057亿kWh，比2016年增长26.3％；光伏发电量为1182亿kWh，比2016年增长78.6％。到2017年底，中国风电和光伏的累计装机量占全国累计装机的16.5％，发电量占比为6.7％。
图3中国光伏发电装机量
2017年末，光伏装机累计容量达130GW，这也是光伏新增容量（53GW）首次超过火电容量(46GW)的年份。
图4新疆风力发电装机量
新疆地区风力发电总体发展较快，2015年风电新增装机达到峰值，随后由于弃风率上升和政府管控等原因，每年装机量有逐步下降趋势。2017年累计装机21GW占全国风力发电总装机的11.7%。
图5新疆某风电厂实景图
图6新疆光伏发电装机量
新疆地区光伏电站建设总体发展较快，2016年光伏新增装机达到峰值，2017年有所下降。截至2017年新疆光伏总装机量约占全国光伏总装机量的6.83%。
图7新疆某光伏电站实景图
图8新疆弃风电量统计
图9新疆弃光电量统计
一是新疆地区风光资源丰富有利于建设风电场和光伏电站，风电光伏电站建设速度明显高于全国平均水平；二是新疆地区风电光伏建设缺乏统筹规划，存在一定的无序竞争现象;三是风电光伏发电建设规模与本地负荷水平不匹配，市场消纳能力有限，同时电站建设与配套电网的建设和改造不协调等，致使风电和光伏电站集中开发区域出现了一定程度的“弃风弃光”现象。
未来中国的限电弃电问题将同时面临两方面的影响。从积极方面来说：分布式光伏的增长和风电新增规模的放缓，将在一定程度上缓解电网阻塞的压力。此外，预计将于近年实施的可再生能源配额制将强制要求电网运营商消纳可再生能源。最后，电力市场改革也将继续提高可再生能源得到调度的机会，并鼓励灵活性电源的发展。
从消极方面来看：首先，随着灵活性改造等较易实现的优化逐步完成，提高煤电厂灵活性的难度也将越来越大。接下来，能源局将鼓励自备电厂参与调峰，但这部分电厂的规模较小，管理和调度的难度也都更大。
预计2018年，中国在全国范围内的限电率将继续下降，但降幅可能将低于2017年水平。截至2018年一季度弃风电量21亿千瓦时,较去年同期下降27.84%,弃风率21.7%,同比下降12.3个百分点;弃光电量6.16亿千瓦时,较去年同期下降37.78%,弃光率21%,同比下降16.2个百分点。同时,新疆电网调度口径全部联网运行发电设备平均利用小时799小时,同比增加51小时,其中,风电设备平均利用小时数为429小时,同比增加98小时;光伏发电设备平均利用小时数为267.3小时,同比增加61.3小时。
从具体区域来看，北部地区仍面临着相当高的弃电率（例如新疆和甘肃的地区），今年应该会实现一定幅度的下降。然而，一些原本没有弃电问题的省份（如云南、安徽和江西）则可能由于新增规模而开始面临弃电抬头的风险。
2018年1-8月，新疆弃风电量82.4亿千瓦时，较去年同期下降10.1%；弃风率25.1%，同比下降了4.4个百分点。其中：博州、吐鲁番市弃风率全区最低，分别为16.8%、18.7%；阿勒泰地区弃风率全区最高，为40.8%。
2018年1—8月，新疆弃光电量15.9亿千瓦时，较去年同期下降18.9%；弃光率16.7%，同比下降5.2个百分点。其中：伊犁州、乌鲁木齐市弃光率全区最低，分别为9%、10%；克州弃光率全区最高，为32.6%。
2017年，中国的电力需求增长率为6.6％，这对缓解中国的可再生能源弃电发挥了重要作用，特别是宁夏、内蒙古和新疆等风电和光伏装机规模庞大的省份，电力需求增长率更是达到了两位数。
2017年中国的新建风电和光伏装机从电网阻塞严重的北部省份转移。在部分地区叫停新建风电和光伏的情况下，中部、东部和南部等省份在全国风电和光伏总新增装机中的比例达60％以上。2017年，分布式光伏更是创下了19.4GW的新增装机纪录，主要集中在靠近需求中心的东南部省份。
中国国家能源局在官网发布2018年度风电投资监测预警结果的通知，根据对各省（区、市）2017年风电开发建设和运行状况的监测，甘肃、新疆（含兵团）、吉林被定为红色预警区域，暂停风电开发建设，集中精力采取有效措施解决存量风电消纳问题。
大规模长距离输电线路的投用也有助于缓解可再生能源限电问题。2017年，中国共有46GW的新建特高压直流输电线路投入使用。数据显示，在这些特高压线路的电力输送总量中，仅有20-40%来自风电和光伏发电。但是由于这些线路可以将其他竞争性基荷电力产出输送出去，为可再生能源的本地消纳腾出更大空间。预计，2018年后，中国特高压输电线路的建设将有所放缓，未来的优化将主要取决于利用率的提升。
此外，正在进行的电改也在控制限电方面发挥了一定作用。国家电网报告称，2017年在西北地区电网的电力调度中，常规电源备用调减4GW，增发新能源47亿kWh。同区域内的省间调峰互济也有助于多消纳大约10亿kWh可再生能源电力。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57亿kWh，其中80%发生在甘肃和新疆。这些新的市场机制将有助于根据边际成本进行更有效的电力调度。
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