含水电在内的全部可再生能源电力实际消纳量为19938亿千瓦时，占全社会用电量的27.5%，同比提高1个百分点。非水电可再生能源电力消纳量为7388亿千瓦时，占全社会用电量的10.2%，同比提高1个百分点。
根据预测，2025年可再生能源装机比例将达到46%，消纳量占全社会用电量的比重有望提高至35%~37%，较2019年实际完成情况，实现2025年装机及用电量占比的目标仍存在一定的难度。
在大规模发展可再生能源的背景下，财政部、发改委、能源局三部委在近期联合出台了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，并修订《可再生能源电价附加补助资金管理办法》，明确到2021年陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴。非水可再生能源将进入平价时代。
只有大幅降低造价成本，非水可再生能源发电企业才能实现平价下的微利运行，可再生能源发电行业才能实现可持续的有效增长。但造价的降低需伴随着制造水平的不断提升，规模化的不断扩大，并不是一朝一夕可以实现的。而国家补贴的取消已经是不可逆的。在产业优化的过渡期如何保持可再生能源发电企业的投资积极性，保障在运电厂的生存空间，促进整个行业的升级?市场手段是唯一的答案。
确立计划性目标
2019年5月15日，国家发改委、能源局联合发布了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，明确将按省级行政区域确定可再生能源电力消纳责任权重，由电网公司、售电企业和电力用户协同承担消纳责任。
2020年5月6日国家能源局印发的《关于2019年度全国可再生能源电力发展监测评价的通报》，对2019年各省可再生能源电力消纳情况进行了通报，从非水可再生能源电力消纳量占全社会用电量比重的情况来看，全国9省(区)占比超过15%，其中宁夏、西藏、黑龙江、青海和吉林占比超过18%。
6月1日，国家发改委、国家能源局联合印发《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2020年各省(区、市)可再生能源电力消纳总量责任权重、非水可再生能源消纳责任权重的最低值和激励值。从全国情况看，2020年非水可再生能源电力消纳权重为10.8%，将同比增长0.6个百分点，多消纳非水可再生能源电量约450亿千瓦时，从机制上对提升可再生能源消纳的比重提出了要求。分区域看，东中部省份最低非水可再生能源消纳责任权重同比增幅超过“三北”地区。浙江、四川、宁夏、甘肃和青海5个国家清洁能源示范省(区)的最低非水可再生能源消纳责任权重有所提升。
构建市场化消纳机制
相关文件不仅明确了各省可再生能源消纳的目标，也明确了承担消纳责任的主体，从主体上也就清晰地梳理出了从国家补贴到平价上网这个过渡期内国家补贴的替代承担方，并将通过市场的磨合实现利益的再平衡，最终完成产业优化的目标。
2020年6月，天津市印发《2020年可再生能源电力消纳实施方案》征求意见稿，是各省级行政区域中最早制定实施细则的区域，以下以该征求意见稿为例，简述各主体在市场机制中承担的角色。
以非水可再生能源电量为例，可以通过两种途径进入交易，一是申请核发绿证，进入绿证交易市场;二是通过向消纳主体售电，进入消纳权重交易市场。
绿证交易
2017年初国家发展改革委、财政部、国家能源局《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》要求进一步完善风电、光伏发电的补贴机制，拟在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购。
陆上风电和光伏电站项目可经信息平台完成自愿开展绿证权属资格登记后，申请核发绿证。核发后可在中国绿色电力证书认购交易平台出售，各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人均可认购。
可再生能源电力消纳权重交易
以非水可再生能源电力消纳指标为例，按照目前常规火电电量市场交易的模式，非水可再生能源发电企业可以通过三种渠道销售电量，包括向电网公司、售电公司、大用户销售。所销售的电量作为电网公司、售电公司、大用户的消纳权重进入市场。同时电网公司、售电公司、大用户也就成为了消纳主体和考核对象，各主体消纳方式、消纳成本也不尽相同。
电网公司通过下达基数电量指标以及区外购电的方式，实现消纳权重。购电价格依据购售电合同执行。
售电公司通过现货市场购买，价格根据竞价结果确定;与新能源发电企业签署中长期购电协议，购电价格通过协商确定。
大用户与新能源发电企业签署中长期购电协议，购电价格通过协商确定。
指标二次交易是指电网公司、售电公司、大用户均可以向超额完成年度消纳量指标的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量，完成其自身可再生能源电力消纳量的欠量。
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利益再平衡
2020年各区域消纳指标均根据实际装机比例、消纳能力核对，但标准较为严格，部分区域较2019年实际完成值有所提升。从电网公司的角度看，作为可再生能源消纳的最主要主体，需要与区域等比例消纳可再生能源电量，可以通过较为强硬的计划手段确保其指标的完成。
同时，净输出省份会严控可再生能源发电指标的流出，净输入省份则将加大购入力度。
总体看，电网公司控制消纳比例的手段较多，资源也相对丰富，消纳成本不会出现大幅的波动。
对于大用户而言，需要与区域等比例消纳可再生能源电量，带来的将全部是负面影响，一是增加了大用户的工作难度，作为用电企业，进行专业的电量交易，寻求各种能源类别的交易方，将给企业经营造成压力。二是单一向火电购电实现的单项用电成本下降的局面也将有所变化，全口径用电成本将增加。
对于售电公司而言，在交易火电电量的同时，同样必须交易等比例的可再生能源电量，造成的不利影响包括：目前大部分区域尚未开展可再生能源电量的市场交易工作，售电公司没有稳定的可再生能源发电合作方;交易电价测算难度加大，可再生电量的价格关联火电电量的购入成本，关联向用户的售电价格，需多方面平衡，才能确定合理的可再生能源电量交易价格。
但同时，对于售电公司而言也将有利好，售电公司基于专业化优势将有望大量替代大用户直接交易电量，增加业务量。
总体看，售电公司是消纳市场中较为灵活的主体，通过合理的策略制定可以实现业务量的增长以及售电利润的稳定，甚至增加。
对于火电企业而言，虽然火电企业不直接承担可再生能源的消纳责任，但势必成为鼓励可再生能源发电最终成本的承担者之一。售电公司的额外购电成本将向上游的火电企业及下游的终端用户疏导，火电企业的销售电价将会被进一步挤压。
而可再生能源发电企业在一定程度上电量消纳得到了保障，在平价上网时代，综合售电价格也将通过政府对消纳比例的干预逐步稳定下来，进入可持续发展的轨道。
由此可初步判断，国家补贴退出后，售电公司、大用户、火电企业将承担起扶持可再生能源企业尽快步入可持续发展轨道的任务，但承担的比例将在市场运转的工程中，基于供需关系、各方承受能力，通过磨合寻找到最佳的平衡点。
后期展望
交易平台
市场化的利益再平衡依托于市场化交易的开放程度，目前部分区域可再生能源发电量并未进入市场交易，是由电网公司按计划消纳。在这种环境下，全部的消纳权重指标掌握在电网公司手中，电网公司在二次市场交易中将占据绝对的主导性地位，市场便失去了调整利益再分配的机能。因此，交易中心必须向可再生能源发电企业开放，形成电量交易、消纳权重指标二次交易两层市场，通过市场信号调整交易价格。
发电端
可再生能源发电企业需评估区域内可再生能源发电能力、目前调峰能力下最大消纳能力，判断可再生能源发电指标的供需关系。合理测算发电成本及利润空间，做好价格协商的准备工作。适度申请绿证，应对电量交易市场不完全开放的被动局面，减少电网公司对超额消纳权重的价格控制影响。
火电企业需加大调峰能力建设，应对可再生能源消纳比例的提升，同时通过调峰赚取合理回报，弥补售电价格的下滑。
售电侧
售电公司应尽快寻找潜在的可再生能源发电企业，建立稳定的交易渠道。尽快与大用户协商，代理交易电量。测算购电成本的增加，向终端用户与火电企业疏导。
发、售一体化公司
发、售一体化公司建议以售电公司为核心，统筹发电、售电业务。
按区域全口径核算内部消纳比例，以满足火电发电量为基本原则，实现内部火电、可再生能源的共赢。
内部消纳指标高于区域消纳比例时，在评估供需形势的基础上，合理选择出售时机及交易价格。
内部消纳指标低于区域消纳比例时，综合评估购入指标的成本及火电企业的单位盈利能力，控制火电发电量，并进行市场化操作。
