现状一：在装机大幅提升情况下，近两年光伏发电消纳情况持续好转
通过强化实施可再生能源目标引导制度、全额保障性收购制度、优化可再生能源开发布局、推进可再生能源参与市场化交易、电能替代、可再生能源电力供暖等多项措施，2017年和2018年连续两年全国可再生能源限电情况得到明显缓解。
光伏发电方面，2018年全国集中光伏电站平均年利用小时数1205，基本与上年持平。光伏发电总弃光率和总弃光电量实现了双降，弃光率为3.0%，同比下降2.8个百分点，弃光电量55亿千瓦时，同比减少18亿千瓦时。
如果按照不超过3%弃光率考虑，弃光范围也减小了，内蒙弃光率已经降至2%以内，超过3%的仅为西北五省区，新疆、甘肃、青海、宁夏、陕西弃光率分别为16%、10%、5%、4%、6%，同比分别下降6、10、1、2、4个百分点。
图1“十三五”期间光伏发电限电情况
(数据来源：国家可再生能源中心)
现状二、全额保障性收购政策效果继续显现，在弃光率低于5%的情况下能否保价收购光伏电量更为关键
2018年全额保障性收购制度对解决弃光限电问题的作用和效果继续显现。内蒙古、陕西、黑龙江、吉林达到了最低全额保障性收购小时数，其他省份有不同程度的差距，从总体趋势看，即使未达到小时数，差距也在缩小。
但实际上对于弃光率不超过5%的省份，也可以不考虑或考察其全额保障性收购制度的电量收购情况，更为重要的是能否保价收购。2018年弃光率超过5%的省份仅为新疆和甘肃，年等效利用小时数分别为1264、1337，同比分别上升60、214。
趋势一、电力系统消纳能力是今后新增项目重要的前置条件
2018年10月，国家发展改革委、国家能源局颁布《关于印发<清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)>的通知(发改能源规〔2018〕1575号)》。2018-2020年光伏发电弃光率要保持控制在5%以内，并提出了28条具体措施。文件对于重点省份弃风弃光弃水提出了量化目标，其中光伏发电仅涉及新疆和甘肃两个省份，2018年新疆和甘肃弃光率需分别控制在15%和10%以内(甘肃达到，新疆略超)，2019-2020年均需控制在10%以内。
从近期政策导向看，对于新增光伏发电项目，无论是已经启动实施的光伏无补贴平价上网项目，还是政策尚在讨论中的全国电价相关排序的竞争配置项目，还是特高压外送等国家组织实施的专项工程或示范项目等，均需要以具备消纳条件作为前提。
2019年1月份国家发展改革委和国家能源局正式颁布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知(发改能源〔2019〕19号)》文件，4月10-12日，国家能源局综合司印发《关于征求<关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案(征求意见稿)>意见的函》、《关于报送2019年度风电、光伏发电平价上网项目名单的通知》以及《关于征求对2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知(征求意见稿)意见的函》等三份文件，这些文件或征求意见稿清晰传达出推进产业高质量发展的信号，提出了推进平价项目、市场机制配置资源并在全国层面竞争补贴的新机制，且多次强调新建项目需要具备并网消纳条件。
从政策导向看，“十四五”阶段在光伏发电经济性方面普遍具备平价条件后，电力系统消纳能力则更将成为重要的前置条件。
趋势二、推进带有约束性的可再生能源消纳保障机制出台和实施
2018年，国家能源局就实施可再生能源电力配额和考核机制发布了三轮征求意见稿。根据2018年11月发布的第三轮征求意见稿，量化指标是按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源总量比重指标和非水电可再生能源比重指标，对各省级行政区域规定的应达到的最低可再生能源比重指标为约束性指标，按超过约束性指标10%确定激励性指标。
承担义务的主体为售电企业和电力用户，包括各类直接向电力用户供电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司、通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。
完成义务的主要方式是实际消纳可再生能源电量，补充方式是向超额完成指标的义务主体购买超额消纳部分电量和/或购买可再生能源电力绿色证书。根据政策设计思路，将是带有约束性的可再生能源消纳保障机制。
从当前看，将重点解决市场消纳和发展空间问题，从近中长期角度，这一拟推出机制可以与电力市场建设进程结合，保障可再生能源发展空间，引导优化布局，促进市场消纳，并通过可再生能源电力证书促进利益公平等。
图2：2017年可再生能源电力消纳以及第三轮征求意见的2018、2020年非水可再生能源电力比例指标
(数据来源：国家能源局)
趋势三、结合电力现货市场建设和试运行，建立促进清洁能源消纳的现货交易机制
我国电力体制改革不断深入，在电力市场交易方面，2018年市场化交易电量占全社会用电量比例超过了30%，并且建立了8个电力现货交易市场，2019年上半年8个现货交易市场都将启动试运行。
风光作为成熟的可再生能源发电技术，2018年装机和发电量在总量中的占比已经分别达到18.9%和7.8%，未来随着市场发展，风光装机规模继续增加，风光需要参与电力现货市场和/或批发市场和/或中长期市场。对于风光等具有波动性的电源如何参与市场，如何与现有机制结合是需要考虑的问题。
2019年3月，国家能源局发布《进一步推进电力现货市场建设试点工作(征求意见稿)》，体现了政策导向。征求意见稿提出要建立促进清洁能源消纳的现货交易机制，在现货市场运行初期，清洁能源可以报量不报价方式来参与现货市场交易，作为价格接受者优先出清，实现优先消纳。
但征求意见稿也同时对清洁能源参与现货市场提出要求，即提出时间表，有序安排清洁能源报量报价的方式来参与电力现货市场交易。
因此，光伏发电未来参与电力市场的趋势是明确的，尤其是在完全去补贴阶段，无论是量，还是价，都将通过市场机制形成，不确定性增加，但光伏发电无燃料费、与电力需求和负荷匹配度高等特点，使其在电力现货或批发市场中具有竞争优势。
