今年上半年，国家能源局加大力度改进清洁能源消纳，加强可再生能源电力建设和并网运行监管 ，有序推进可再生能源重大工程建设 ，可再生能源发电规模持续扩大，风电和光伏发电消纳形势持续好转，实现弃电量和弃电率“双降”。
统计显示，上半年，我国可再生能源发电装机达到6.8亿千瓦，同比增长13% 。其中，水电装机3.4亿千瓦 ，风电装机超过1.7亿千瓦，光伏发电装机超过1.5亿千瓦，生物质发电装机1634万千瓦。
上半年，全国弃风电量182亿千瓦时，同比减少53亿千瓦时，弃风率8.7%，同比下降5个百分点；弃光电量30亿千瓦时，同比减少7亿千瓦时，弃光率3.6% ，同比下降3.2个百分点。有18个省份没有弃风限电 ，弃风率超过5%的只有内蒙古 、吉林 、甘肃和新疆4省（区）；有22个省份没有弃光限电，弃光率超过5%的只有甘肃、新疆、陕西3省（区）。
上半年，全国风电新增并网容量超过750万千瓦 ，同比增长30%左右。全国风电发电量1917亿千瓦时，同比增长28.7%；平均利用小时数1143小时，同比增加159小时。
到2020年根本解决消纳问题
过去几年 ，电力产能过剩 、电源与电网发展速度不匹配等多方面原因造成限电形势愈演愈烈 ，成为阻碍中国可再生能源健康发展的最大瓶颈。2017年，全国弃水550亿千瓦时，弃风419亿千瓦时 ，弃光73亿千瓦时，总量超过1000亿千瓦时。
面对限电难题 ，风电投资商更加趋于理性，放缓前进的脚步 ，开始从注重发展规模速度向注重发展质量效益转变。2017年，风电新增并网容量15吉瓦 ，创近五年新低 。预计未来三年 ，中国风电市场将保持理性的规模增长 ，平均每年新增陆上风电15吉瓦至18吉瓦左右 ，每年新增海上风电1吉瓦左右 ，兼顾增量规模与存量效益 。
国家能源局提出 ，2020年“三北”地区弃风 、弃光率要控制在5%以内 ，其他地区要基本做到不限电。国家电网于2017年1月召开发布会，明确提出力争2017年至2018年弃风弃光矛盾得到有效缓解，到2020年根本解决新能源消纳问题 ，弃风弃光率控制在5%以内，并提出20项促进新能源消纳的具体措施 。
得益于设备制造技术水平的不断进步 ，10年来光伏项目造价下降了90%。光伏电价也在逐年退坡，今年以来，集中式光伏已降低至0.50元/千瓦时至0.70元/千瓦时，分布式光伏则为0.32元/千瓦时。今年3月，第三批光伏领跑者基地8个项目最低中标电价与当地的脱硫燃煤标杆电价只相差3.6分/千瓦时至12.5分/千瓦时。与光伏相比，风电开发成本下降速度没有那么快，风电实现平价上网将经历一个相对较慢的过程。
未来2年至3年 ，中国将迎来海上风电大发展时期 ，开发进程将明显提速 。目前，多个沿海省份已公布了“十三五”海上风电发展方案 。其中，江苏省规划到2020年投产海上风电3.5吉瓦；福建省规划建设海上风电13.3吉瓦，2020年投产2吉瓦；广东省规划到2020年开工建设海上风电12吉瓦 ，投产2吉瓦以上。到2020年底，预计中国海上风电装机容量将超过5吉瓦 。
目前，限电严重的“三北”地区，随着电力市场的逐步完善，将迎来更加理性和健康的发展环境 。电网规划建设的十余条跨区特高压输电工程近几年密集投产，提供了跨区消纳风电的技术条件。配额制正式实施以后，跨区电力输送将成为消纳“三北”地区风电的主要方式，到2020年，弃风限电形势将大幅改善 。大叶片机组技术将打破传统IEC风电场分级标准 ，通过优化控制策略改善机组载荷 ，“三北”高风速地区也可以应用大叶片机组，届时风电项目的经济效益将更加可观。可以预见，2020年至2025年，随着土地资源 、环境保护、北方限电环境改善等因素 ，中国的风电开发主战场将由中、东 、南部地区回归“三北”地区。
未来 ，中央政府对项目生态环境保护的要求将更加严格，同时，将竣工环保验收行政审批改为项目法人单位自行验收、接受社会监督，业主将承担更大的环境风险和法律责任 。为了降低自身开发风险，开发商也将更加重视项目环境保护和植被恢复工作，实现企业效益与环境效益协同增长。
可再生能源配额制面临重大问题
虽然可再生能源中光伏和风电的前景良好，但同样要面对很多问题 。
早在今年6月底，国家能源局就计划公开发布配额制的第二次征求意见稿，但却被迫取消 。关于取消的原因，是在第二版征求意见稿中 ，关于可再生能源补贴强度的新增内容，引起了业内的巨大反应。
原计划的第二版征求意见稿中，要求将可再生能源强制配额与绿色证书相结合，并且按省份划定了风电和光伏的最低保障利用小时数 ，在保障利用小时数之内国家可再生能源基金给予全额补贴 ，保障利用小时数之外的发电量不再获得补贴支持，但发电企业可以获得绿证并且出售获得增量收益，但金额不得超过原先的补贴数额。
这一新增规定 ，意味着新能源企业的发电量能够获得的补贴，在除去保障利用小时数之外 ，只能依靠出售绿证来换取，并且上限不超过原来的补贴数额。故作为盈利重头的保障外部分收益 ，将大大受损并且面临变现难的问题 。
绿证制度在实施一年多以来，据中国绿色电力证书认购交易平台的数据显示，截至2018年9月19日，共有2034名认购者认购了29766个绿证。乍一看 ，数据还不多，实则不容乐观 。
目前，绿证认购平台上的累积光伏挂牌量为238854个，累计成交量仅为151个 ，成交率为万分之6.3 ；累积风电挂牌量为4818346个，累计成交量为29615个，成交率为千分之6.1。成交率可谓非常之低。
配额制作为缓解和代替国家进行可再生能源补贴的一种方式，与绿证制是相互结合的关系。绿证交易的惨状，间接折射出目前可再生能源配额制面临的最大问题，那就是市场认可度底，收入难以保证 。因为可再生能源，特别是光伏和风电 ，目前而言，其稳定性和发电成本，相对于煤电都处于劣势。即使强行进行配额 ，利用率和消纳率也难以保证。
并且，由于风电绿证的成交量达到了光电绿证成交量的196倍之多，会导致社会资本从光伏行业向风电行业倾斜。这些现实问题，新的配额制征求意见中，也要有应对规则 ，防止可再生能源结构的失衡发展。
本次9月18日发布的配额制征求意见，目的和重点依然会放在可再生能源的消纳上 ，并且在绿证交易制度的配合下，可能会适当增加一些可再生能源基金的补贴。然而增加适当的、领取困难且有拖欠风险的补贴 ，仍是难以解决可再生能源企业现实中面临的运行困境。所以 ，配额制的强制比例、可实现途径 、稳定的收益保障等方面 ，也是配额制要严格明确并规定的细节 。