当前，我国可再生能源产业不断发展壮大，已成为推动能源转型发展的重要力量，为建设清洁低碳、安全高效的能源体系作出了突出贡献，由此连带而来的可再生能源消纳问题，也成为了能源领域的热议话题。就在近期结束的两会期间，便有多位能源行业的人大代表及政协委员，围绕可再生能源消纳这一话题展开了积极讨论。
那么，我国可再生能源消纳现状，到底是什么样子的呢?
现状：整体向上，局部告急
近年来，在能源革命战略的指引下，我国可再生能源发展持续向好，能源结构得到进一步优化。
据国家能源局发布的《2019年度全国可再生能源电力发展监测评价》统计，截至2019年底，全国可再生能源发电装机容量7.94亿千瓦，占全部电力装机的39.5%，其中水电装机(含抽水蓄能)3.56亿千瓦，风电装机2.1亿千瓦，光伏发电装机2.04亿千瓦，生物质发电装机2254万千瓦。2019年全国可再生能源发电量2.04万亿千瓦时，占全部发电量的27.9%，其中水电发电量1.3万亿千瓦时，占全部发电量的17.8%，风电发电量4057亿千瓦时，占全部发电量的5.5%，光伏发电量2243亿千瓦时，占全部发电量的3.1%，生物质发电量1111亿千瓦时，占全部发电量的1.5%。
而从上图的各省可再生能源消纳占比来看看，西藏以88.7%的高占比独占鳌头，云南、青海、四川占比也超过80%。累计共有8省(区)占比超过40%，其中，排在第五位的重庆市可再生能源电力消纳占比为45.5%。
不过，在可再生能源消纳情况一片欣欣向荣的同时，其发展不平衡不充分的矛盾也日益凸显——看似超预期的全国消纳空间，细分至部分省份却仍捉襟见肘，弃风弃光现象依然严重。据国家能源局公布的2019年风电并网运行数据显示，2019年全国风电、光伏消纳难的问题主要集中在西北省份。新疆、甘肃、内蒙古三省区弃风率仍超5%，分别为14%、7.6%和7.1%，弃风电量合计136亿千瓦时，占全国弃风电量的81%。西北地区弃光电量占全国的87%。西藏、新疆、甘肃三省弃光率分别为24.1%、7.4%、4.0%，青海弃光率则提高至7.2%，均大幅超过全国平均弃光率。
为解决上述可再生能源电力消纳的问题，国家出台了一系列推动可再生能源发展、保障可再生能源电力消纳的政策措施加以引导，弃电量、弃电率逐步下降，但形势依然不容乐观，消纳仍有相当大的提升空间，且随着可再生能源渗透率的提高，电力消纳压力进一步凸显。在今年，更有个别省份出现了消纳告急的警报。
5月26日，湖南发改委连发《关于暂停新增普通地面光伏项目备案的通知》，前者明确暂停6MW以上的普通地面光伏电站项目的备案工作，无竞价资格的普通地面光伏电站将提前告别补贴时代。湖南发改委指出，2020年经国网测算确定的省内光伏新增消纳空间为900MW，4月确定纳入今年光伏平价建设计划的新建项目共计23个，装机1170MW，超过既定消纳空间，因此今年已无新增消纳空间。
湖南之外，河南省近日也向国家能源局报送了《2020年度风电、光伏发电平价上网项目的报告》。在该份文件中，国网河南省电力公司关于“十四五”河南省风电、光伏发电消纳能力的结论是河南省全省风电、光伏发电弃电率已超过消纳上限，无新增规模空间，同样宣告消纳“告急”。
随着未来几年可再生能源平价上网的推广和财政补贴的，如何从机制上保证可再生能源稳定发展面临巨大挑战。
政策：可再生能源消纳体系逐步建立
2018年，为更加有效的解决清洁能源消纳问题，建立促进消纳的长效机制，国家发展改革委、国家能源局制定了《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》，计划提出2020年基本解决清洁能源消纳问题，可再生能源发电利用率达到95%以上。在此背景下，电网消纳能力成为新能源项目规划建设的重要先决条件。
2019年5月，国家能源局印发《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见(征求意见稿)》，对加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制、全面提升电力系统调节能力、和着力推动清洁能源消纳模式创新方面，都提出鼓励推动电储能建设和参与，以促进清洁能源高质量发展。
同月，国家发改委还印发了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，采用“可再生能源消纳责任权重”替代了在2018年三次征求意见稿以及原有国务院和国家发改委、国家能源局发布的相关文件中使用的“配额制”名称，这一改变，即是要明确把促进可再生能源消纳作为政策初衷，并从政策设计上对政府能源主管部门、电网企业、电力用户等各类主体的责任进行了明确规定，推动可再生能源的保障消纳。不过，通知印发距离正式考核时间较，留给地方制定政策实施方案和完善配套的时间并不充足，对未完成考核的主体的惩罚措施和力度也并不强硬，对于这一政策能否有效落地和发挥作用，业界也一直存在担忧。
2020年3月，国家发改委和国家能源局联合印发了《省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲的通知》，进一步明确了管理机制和任务分工，并为省级能源主管部门编制本地区的具体实施方案提供了参考模板，推动了保障机制的落地实施。
同月，《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》要求严格落实监测预警要求，以明、后两年电网消纳能力为依据合理安排新增核准(备案)项目规模。并要求国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力公司发挥电网并网关口作用，严格按照规划和消纳能力合理安排项目并网时序。
4月初，国家能源局发布的《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制工作有关事项的通知》，全面评估了可再生能源“十三五”规划实施进展情况，总结规划实施成效和面临的问题，统筹做好可再生能源本地消纳和跨省区输送。
近日，国家能源局又发布了《2020年能源监管重点任务清单》的通知，在对“跨省跨区电力交易与市场秩序专项监管”中指出，主要监管内容是对电力交易与市场秩序、电费结算、清洁能源消纳等有关情况实施监管。主要监管区域涉及跨省跨区电力市场交易的送受省(区、市)，该项监管在2020年6月启动，6-7月开展监管，12月形成监管报告。
同时，国家发展改革委、国家能源局还联合印发了《关于各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》，明确了各省(区、市)2020年可再生能源电力消纳总量责任权重、非水电责任权重的最低值和激励值，其中，西藏因以可再生能源为主，不予考核。另外，通知还进一步明确了各省级能源主管部门、各电网企业和国家能源局各派出机构的职责任务，确保消纳责任权重落到实处。
这些文件一脉相承，共同建立了促进可再生能源电力消纳的机制，有利于调动全社会的力量共同推动可再生能源的开发利用，有望形成共同参与可再生能源电力消纳的氛围，进一步提高我国可再生能源电力的利用水平，为能源转型发展做出积极贡献。
展望：完善电力交易机制，加强配套资源统筹
消纳问题一直以来都是可再生能源的一大“痛点”，尽管我国在可再生能源消纳领域不断出台相关政策文件，切实提高了我国可再生能源电力利用水平，但是，相关机制在落实过程中仍面临一些挑战，还需要更进一步的手段和措施，以确保可再生能源发电消纳机制落地、可再生能源开发利用有序。对此，业内人士提出以下几点建议：
加强可再生能源发电与配套电网及灵活性资源的统筹规划。各省可再生能源发电消纳责任权重的确定与本省可再生能源发电量、消纳能力、输送通道能力密切相关，为保证消纳责任权重合理完成，建议各省在开发可再生能源项目的同时，应协调好配套电网送出工程的建设和灵活性资源的开发，通过火电机组灵活性改造、增加燃气电站、用户侧储能等方式，提升本地区可再生能源消纳能力。
完善电力市场机制，丰富电力市场交易手段。结合现货市场试点建设情况，建立中长期交易与现货市场衔接机制，探索建立可再生能源参与现货市场模式。实现可再生能源跨省跨区大范围优化配置，打破省间电力交易壁垒，鼓励送受两端市场主体直接开展交易，有针对性地建立可再生能源发电参与电力现货市场交易的体系。通过市场价格信号引导可再生能源消纳，建立基于可再生能源电力消纳保障机制的电力交易机制。
明确可再生能源电力消纳与绿证交易的衔接机制。通过参考国外发展经验可发现，可再生能源电力配额考核制度及配套的绿色电力证书交易机制是国际上普遍采用的可再生能源产业扶持政策，目前英国、澳大利亚、瑞典、日本、韩国和印度等20多个国家以及美国29个州和华盛顿特区等均实施了配额制考核。在参照国外配额制的基础上，结合国内实际情况制定相关机制，可以有效促使各省级区域优先消纳可再生能源，加快解决弃水弃风弃光问题，同时促使各类市场主体公平承担消纳责任，形成可再生能源电力消费引领的长效发展机制。
