2019年，國內光伏發電市場將進入無補貼平價上網、有補貼項目競爭配置并存的新階段。無論是無補貼平價項目，還是有補貼競爭配置項目，并網消納都是重要的前置條件之一。在“十四五”前半段光伏發電全面實現上網側平價后，消納問題在光伏發電發展空間上將占據更大的權重。

現狀一：在裝機大幅提升情況下，近兩年光伏發電消納情況持續好轉

通過強化實施可再生能源目標引導制度、全額保障性收購制度、優化可再生能源開發布局、推進可再生能源參與市場化交易、電能替代、可再生能源電力供暖等多項措施，2017年和2018年連續兩年全國可再生能源限電情況得到明顯緩解。

光伏發電方面，2018年全國集中光伏電站平均年利用小時數1205，基本與上年持平。光伏發電總棄光率和總棄光電量實現了雙降，棄光率為3.0%，同比下降2.8個百分點，棄光電量55億千瓦時，同比減少18億千瓦時。

如果按照不超過3%棄光率考慮，棄光范圍也減小了，內蒙棄光率已經降至2%以內，超過3%的僅為西北五省區，新疆、甘肅、青海、寧夏、陜西棄光率分別為16%、10%、5%、4%、6%，同比分別下降6、10、1、2、4個百分點。

圖1：“十三五”期間光伏發電限電情況

現狀二、全額保障性收購政策效果繼續顯現，在棄光率低于5%的情況下能否保價收購光伏電量更為關鍵

2018年全額保障性收購制度對解決棄光限電問題的作用和效果繼續顯現。內蒙古、陜西、黑龍江、吉林達到了最低全額保障性收購小時數，其他省份有不同程度的差距，從總體趨勢看，即使未達到小時數，差距也在縮小。

但實際上對于棄光率不超過5%的省份，也可以不考慮或考察其全額保障性收購制度的電量收購情況，更為重要的是能否保價收購。2018年棄光率超過5%的省份僅為新疆和甘肅，年等效利用小時數分別為1264、1337，同比分別上升60、214。

趨勢一、電力系統消納能力是今后新增項目重要的前置條件

2018年10月，國家發展改革委、國家能源局頒布《關于印發<清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）>的通知（發改能源規〔2018〕1575號）》。2018-2020年光伏發電棄光率要保持控制在5%以內，并提出了28條具體措施。文件對于重點省份棄風棄光棄水提出了量化目標，其中光伏發電僅涉及新疆和甘肅兩個省份，2018年新疆和甘肅棄光率需分別控制在15%和10%以內（甘肅達到，新疆略超），2019-2020年均需控制在10%以內。

從近期政策導向看，對于新增光伏發電項目，無論是已經啟動實施的光伏無補貼平價上網項目，還是政策尚在討論中的全國電價相關排序的競爭配置項目，還是特高壓外送等國家組織實施的專項工程或示范項目等，均需要以具備消納條件作為前提。

2019年1月份國家發展改革委和國家能源局正式頒布《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知（發改能源〔2019〕19號）》文件，4月10-12日，國家能源局綜合司印發《關于征求<關于推進風電、光伏發電無補貼平價上網項目建設的工作方案（征求意見稿）>意見的函》、《關于報送2019年度風電、光伏發電平價上網項目名單的通知》以及《關于征求對2019年風電、光伏發電建設管理有關要求的通知（征求意見稿）意見的函》等三份文件，這些文件或征求意見稿清晰傳達出推進產業高質量發展的信號，提出了推進平價項目、市場機制配置資源并在全國層面競爭補貼的新機制，且多次強調新建項目需要具備并網消納條件。

從政策導向看，“十四五”階段在光伏發電經濟性方面普遍具備平價條件后，電力系統消納能力則更將成為重要的前置條件。

趨勢二、推進帶有約束性的可再生能源消納保障機制出臺和實施

2018年，國家能源局就實施可再生能源電力配額和考核機制發布了三輪征求意見稿。根據2018年11月發布的第三輪征求意見稿，量化指標是按省級行政區域對電力消費規定應達到的可再生能源總量比重指標和非水電可再生能源比重指標，對各省級行政區域規定的應達到的最低可再生能源比重指標為約束性指標，按超過約束性指標10%確定激勵性指標。

承擔義務的主體為售電企業和電力用戶，包括各類直接向電力用戶供電的電網企業、獨立售電公司、擁有配電網運營權的售電公司、通過電力批發市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業。

完成義務的主要方式是實際消納可再生能源電量，補充方式是向超額完成指標的義務主體購買超額消納部分電量和/或購買可再生能源電力綠色證書。根據政策設計思路，將是帶有約束性的可再生能源消納保障機制。

從當前看，將重點解決市場消納和發展空間問題，從近中長期角度，這一擬推出機制可以與電力市場建設進程結合，保障可再生能源發展空間，引導優化布局，促進市場消納，并通過可再生能源電力證書促進利益公平等。

圖2：2017年可再生能源電力消納以及第三輪征求意見的2018、2020年非水可再生能源電力比例指標

趨勢三、結合電力現貨市場建設和試運行，建立促進清潔能源消納的現貨交易機制

我國電力體制改革不斷深入，在電力市場交易方面，2018年市場化交易電量占全社會用電量比例超過了30%，并且建立了8個電力現貨交易市場，2019年上半年8個現貨交易市場都將啟動試運行。

風光作為成熟的可再生能源發電技術，2018年裝機和發電量在總量中的占比已經分別達到18.9%和7.8%，未來隨著市場發展，風光裝機規模繼續增加，風光需要參與電力現貨市場和/或批發市場和/或中長期市場。對于風光等具有波動性的電源如何參與市場，如何與現有機制結合是需要考慮的問題。

2019年3月，國家能源局發布《進一步推進電力現貨市場建設試點工作（征求意見稿）》，體現了政策導向。征求意見稿提出要建立促進清潔能源消納的現貨交易機制，在現貨市場運行初期，清潔能源可以報量不報價方式來參與現貨市場交易，作為價格接受者優先出清，實現優先消納。

但征求意見稿也同時對清潔能源參與現貨市場提出要求，即提出時間表，有序安排清潔能源報量報價的方式來參與電力現貨市場交易。

因此，光伏發電未來參與電力市場的趨勢是明確的，尤其是在完全去補貼階段，無論是量，還是價，都將通過市場機制形成，不確定性增加，但光伏發電無燃料費、與電力需求和負荷匹配度高等特點，使其在電力現貨或批發市場中具有競爭優勢。

注：數據來源于國家可再生能源中心。