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　　首先是物理瓶颈：在部分资源集中区，变电站容量早已饱和，电网接入成了最大限制，项目批得下来却上不了网。其次是调度机制僵化。中国目前仍以火电机组的稳定性作为调度核心，新能源出力的不确定性让调度单位习惯性「限制接入」，以避免系统波动。再加上跨省之间的消纳协调迟滞，导致很多电虽然理论上「有人要」，但在行政流程和省际通道上「送不出去」，最终只能弃之不用。而市场层面则是另一套滞后的规则系统：现货电力市场还处于初级阶段，辅助服务机制、价格信号体系都远未完善，储能调节、需求响应机制在多数省份尚未形成规模。

　　从 2021 年起，国家能源局已将「新能源消纳能力评估」纳入项目审批前置，要求地方政府明确本地「可承载指标」，且在「十四五」多项政策中提出要推动源网荷储一体化、建设本地负荷中心、完善现货市场交易机制、强制配置储能系统以削峰填谷。同时，多地政府出台「最低消纳比例」责任制，明确新能源并网项目年均利用小时数不得低于国家基准线，倒逼项目方提前考虑调节手段。这些措施虽方向正确，但执行进度仍存在明显滞后——在很多新能源装机狂飙的城市，电网改造滞后、储能配建迟缓、区域调度权属不清等问题依然普遍，制度推动和市场配合的节奏仍不匹配。