与国外相比，我国促进新能源消纳的市场化机制已经严重滞后，仅局部地区开展了风火发电权交易、辅助服务交易等试点。由于缺乏常规电源提供辅助服务补偿机制，火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性。
十三五光伏发展面临的形势
一、经济增长进入新常态
电力需求增长趋缓。从宏观层面来看，在经济增长需要新引擎的转型期，新能源产业作为战略性新兴产业将迎来新的发展机遇;但从微观层面来看，在电力需求增长乏力的大背景下，实现伏发电装机规模达到1.5亿千瓦的目标，面临的新能源市场消纳形势十分严峻。
二、电力体制改革全面推进
新的电力体制机制正在建设之中，新能源发展如何适应电改新形势尚未取得共识。“十三五”是落实国务院9号文的关键时期，在计划与市场交易双轨制情况下，落实新能源优先发电权仍面临诸多不确定性。从欧美国家新能源发展的经验来看，在竞争性电力市场中，风电、光伏发电凭借其发电边际成本低，通过参与市场竞争的方式自然实现优先上网消纳，更易于实现新能源消纳。
三、光伏上网电价进入下调通道
受弃风、补贴拖欠影响，我国新能源上网电价调整不及时，新能源发展陷入“高补贴、高增速、高限电、高拖欠”的怪圈，严重制约了新能源的健康发展。
(一)受资源条件约束，我国新能源基地化开发格局难以改变，解决我国新能源消纳问题需要电源、负荷、电网三管齐下。“十三五”风电仍将以大规模基地式开发为主，光伏基地开发规模仍将占到光伏开发规模的一半左右。电源、负荷、电网是影响新能源消纳的三个方面因素。国内外经验表明，在电网环节扩大电网范围，在电源环节提高电源灵活性，在负荷环节实施需求侧响应、增加用电需求，是实现新能源高比例消纳的三大重要途径。初步测算，“十三五”期间，西北地区电源侧、负荷侧、电网侧对新增新能源装机消纳的贡献度分别为6%、33%和61%;华北地区电源侧、负荷侧、电网侧对新增新能源装机消纳的贡献度分别为32%、35%和33%;东北地区电源侧、负荷侧、电网侧对新增新能源装机消纳的贡献度分别为27%、21%和52%。
(二)在全面推进电力市场化改革的新形势下，必须以市场化的思维破解新能源发展中遇到的困难。市场机制将是解决我国弃风、弃光等新能源发展难题的最终选择。随着世界范围内可再生能源的大规模快速发展，探索以市场化的方式推动新能源的发展是德国、美国等世界新能源发展大国的共同选择。从欧美国家新能源发展的经验来看，在竞争性的电力市场中，采取固定或相对固定补贴、风电参与市场的方式有利于风电的可持续发展。随着中国新能源进入规模化发展新阶段，“十三五”新能源消纳机制的设计思路上应坚持市场化导向。
(三)随着开发规模的增大以及接入比例的提高，新能源在电力系统中地位和影响显著提升。随着装机规模步入亿千瓦级时代，对系统电力电量平衡的影响以及电网稳定运行的影响显现。一方面，随着新能源规模扩大，风电、太阳能发电等将逐步上升为主力电源，将成为系统电量主要提供者，煤电等常规电源的角色将由主要提供电量转变为主要提供容量。另一方面，随着电网接入新能源比例的增加，电网控制特性发生变化，主要表现之一是电网频率稳定水平下降，使得电网安全稳定运行风险加大。迫切需要加强网源协调，配套建设抽蓄电站等快速响应电源，确保大功率缺失情况下的频率稳定和频率恢复能力。