2018年，可再生能源发电量达到1.87万亿千瓦时，占全部发电量比重从2012年的20%提高到2018年的26.7%。可再生能源已成为我国新增电力的主力，替代作用日益凸显。

进入“十三五”以后，可再生能源产业的外部发展环境和内部发展动力都出现了新的变化，补贴、价格、项目管理等方面都有了新的调整。可再生能源正在从完全需要国家补贴或其他经济激励性手段支撑，开始向无补贴过渡，整个政策体系都在进行深刻的变化。

截至2019年第一季度，《清洁能源消纳行动计划》已经提前完成。根据国家能源局数据，2019年一季度，全国平均弃风率4%，同比下降4.5个百分点;全国弃光率2.7%，同比下降1.7个百分点;全国基本无弃水。

在水、风、光都已经达到消纳预期的现在，是否还有必要出台可再生能源电力消纳保障机制呢?进入'十四五'，我国经济将进入高质量发展阶段，能源行业需要适应这个转变，需要通过能源的高质量发展来改善能源结构。如果认为保障机制仅仅是为了解决消纳，显然低估了其支持新能源行业发展乃至能源转型的重大意义。

制约可再生能源发展的瓶颈究竟在哪里

十年来，中国可再生能源发展速度位列全球第一，发展成就有目共睹。然而受系统调峰能力不足、市场机制不健全等因素影响，我国可再生能源一直存在比较突出的限电、弃电问题，严重制约可再生能源的持续健康发展。多年来，国家也一直在推动可再生能源配额制来解决消纳问题。

我国可再生能源的发展，在技术上已具备平价上网的条件，然而，还存在若干制约障碍。

一是在我国风光资源富集地区，电力消费增长放缓以及电力装机仍然保持快速增长的背景下，传统能源发电与可再生能源电力争夺电力市场，保煤电的呼声仍然存在。

二是本地消纳和外送能力潜力利用不足，在没有消纳责任要求约束和现有电力电网规划、建设、运行的方式下，电源电网统筹协调不足，现有系统技术能力无法得到充分发挥。

三是传统电力市场机制和电网运行管理对可再生能源电力消纳存在制约。目前，电力运行调度很大程度上延续传统计划方式，大量火电年度电量计划为刚性计划，火电企业和地方政府不愿意让出火电电量空间，可再生能源发电量空间受到挤压，跨省跨区消纳的积极性受到影响，无法保障可再生能源电力优先上网。

四是电力系统灵活调节表现能力较弱，现有灵活性未能充分挖掘。目前，我国火电机组(热电机组)的调峰现状堪忧，大量中小火电机组、热电机组仍旧采用传统技术方案和运行方式，技术潜力没有充分释放。

五是电力市场化程度低、监管和法律建设弱。由于我国电力体制改革仍未完成，大量自备电厂不承担电力调峰责任，电力调峰等辅助服务机制不健全。尽管《可再生能源法》规定，“优先调度和全额保障性收购可再生能源发电”，但可再生能源优先调度受到原有电力运行机制和刚性价格机制的限制，难以落实节能优先调度等行政性规定。其次，目前我国电网企业拥有电网所有权和经营、输电权，具有市场优势地位，又可通过电力调度机构行使直接组织和协调电力系统运行，在一定程度上不利于市场主体充分自由公平交易。

消纳保障机制实施的时机已经成熟

在2020年风电、光伏发电等平价上网项目建成后，其绿证价格相对低廉，自愿认购绿证成本将一定幅度下降。对于平价之后，风光是否能进入跨越式发展，李俊峰认为仍然需要时间，“在全寿命周期实现度电成本跟煤电基本相当之后，仍然要通过提升电力质量和电量品质，依靠制造业和运维等方面的技术来融合，降低度电成本，提高电力质量。”

实施可再生能源电力消纳保障制度是我国可再生能源发展全面进入平价阶段的必要措施。李俊峰认为，目前消纳保障机制实施的法律和政策基础已经具备，时机也已成熟，业界普遍期望消纳保障机制成为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，促进可再生能源开发利用的重要举措。

一是促使各省级相关部门把完成消纳责任权重作为能源发展的重要约束条件，扩大可再生能源电力开发利用量，自觉抑制化石能源电力建设，切实调整能源生产和消费结构。

二是促使电网企业把接入和消纳可再生能源作为电网建设和运行的重要任务，积极扩大可再生能源电力的输送消纳区域。

三是推动可再生能源集中式与分布式同步发展，特别是能源消费量大的东部区域，要更加重视本地可再生能源及分布式能源发展，推动形成新型能源开发利用方式。

电力市场是未来可再生能源消纳的主要环境。建立健全可再生能源电力消纳保障机制，旨在通过市场化方式，促进可再生能源本地消纳和实现跨省跨区大范围内优化配置。

可再生能源代表了未来能源的重要发展方向。在我国可再生能源产业快速发展的同时，仍需提高质量和技术水平，以创新驱动技术进步将生态环境保护要求落到实处，共同推动可再生能源的产业升级和可持续发展。