可再生能源电力消纳保障机制研究历程及认识

2019年5月，《国家发展改革委国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(以下简称通知)出台，标志着历经近10年研究的中国可再生能源配额制政策正式出台，最新文件对原政策名称《可再生能源电力配额及考核办法》作了重大调整，明确政策目标在于建立健全可再生能源电力消纳保障机制。如何发挥好可再生能源电力消纳保障机制的作用，成为社会各界关注重点。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” ID:zgdlqygl 作者：李琼慧）

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可再生能源电力消纳保障机制研究历程

我国政府层面组织可再生能源电力消纳保障机制（之前称为可再生能源配额制）研究可以追溯到2010年，期间出台过多版征求意见稿，但因各方争议较大，一直未能出台。2010年为落实《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》提出的“实施新能源配额制，落实新能源发电全额保障性收购制度”，国家能源局组织业内研究机构和高校开展研究。2012年12月，国家能源局综合司第一次下发《可再生能源电力配额管理办法》征求意见通知；2015年2月，国家能源局综合司再次下发关于征求《可再生能源电力配额管理办法》及配额指标意见的函，但由于涉及利益主体繁杂，各方争议较大，政策未能最终出台。

2016年我国可再生能源消纳问题引起中央领导高度关注，2017年国家能源主管部门重启可再生能源配额制研究，于2018年下发三次征求意见稿，2019年5月最终印发。“十三五”以来，我国可再生能源发展规模迅速扩大，可再生能源消纳问题凸显。2016年全国可再生能源弃电量近100亿千瓦时，其中弃风电量497亿千瓦时，弃风率17%；弃光电量74亿千瓦时，弃光率10%；弃水电量近500亿千瓦时，可再生能源消纳问题引起中央和国务院领导高度重视。自2017年，国家能源主管部门组织开展了对可再生能源电力配额制政策的新一轮研究，将水电也纳入可再生能源电力配额，提出可再生能源电力配额包括“可再生能源电力总量配额”和“非水可再生能源电力配额”，并于2018年三次下发关于可再生能源电力配额制的征求意见稿。第一次和第二次征求意见稿均将绿色电力证书（以下简称“绿证”）作为配额完成情况的计量工具，其中第二次征求意见稿将绿证辅以补贴功能。第三次征求意见稿本着简单起步、加快落地的原则，对前两次征求意见稿进行了大量简化，主要去掉了将绿证作为配额计量工具的表述，最终印发稿与第三次征求意见稿核心内容基本一致，主要对文件名字做了修改。

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对可再生能源电力消纳保障机制的认识

自2006年可再生能源法正式实施以来，我国的可再生能源发电实现了快速高效发展。2018年，全部商品化可再生能源利用量折合标煤5.8亿吨，占全国一次能源消费量的12.5%。其中全国可再生能源发电量18670亿千瓦时，占全部发电量的26.7%，特别是非水可再生能源发电实现了从起步到规模化发展，累计发电装机容量接近4亿千瓦，是2005年的94倍；发电量超过了6300亿千瓦时，发电占比由2005年的0.1%提高到2018年的9.1%。风电累计装机容量达到1.84亿千瓦，装机及发电量均居世界首位，其中装机容量是排名世界第二的美国近2倍；光伏发电累计装机容量达到1.74亿千瓦，装机及发电量均居世界首位，其中装机容量是排名世界第二位日本的3倍。13个省级电网风电、光伏发电装机占比超过20%，其中甘肃、青海超过40%；10个省级电网风电、光伏发电量占比超过10%，甘肃、青海超过20%。

应该说，我国的非水可再生能源在能源系统，特别是在电力系统实现了从“可有可无”到“举足轻重”的质变。尽管我国的风电、光伏等非水可再生能源是在学习借鉴欧美一些国家相关政策机制基础上发展起来的，但到了今天，我们已没有经验可借鉴。随着可再生能源电价补贴退坡、平价时代的到来，以及电力市场化改革的加快推进，如何进行政策设计推动我国可再生能源在规模化发展的新阶段实现又好又快的发展，需要情怀，更需要智慧。

可再生能源电力消纳保障机制实质是中国版的可再生能源配额制，是我国可再生能源进入规模化发展的大背景下，激励政策由固定电价政策走向市场化的过渡期的政策创新，也是顺应电力市场化改革趋势、适应可再生能源进入电力市场的政策机制的探索，起着承上启下的关键作用，对于“十四五”我国可再生能源、特别是可再生能源的健康可持续发展起着至关重要的作用。因此，其本质与美国等国基于相对成熟电力市场的可再生能源配额制政策有着本质区别，因此配额更名为可再生能源消纳责任权重更准确，更能体现政策内涵。该政策与可再生能源法、清洁能源消纳行动计划（2018~2020年）等政策法规一脉相承，从事前、事中、事后三个环节，建立可再生能源消纳保障机制。

事前：以可再生能源消纳责任权重指导各省级行政区域可再生能源发展规划

消纳问题表现在运行，根源在规划。电力系统发、输、配、用同时完成的特点，造就了电力系统成这个最大的人造系统，电力系统是人类智慧的结晶，也就决定了规划在电力系统安全、高效运行中的重要作用。规划的本质在于优化，没有规划，电力行业的高质量发展、电源的高质量发展就无从谈起。传统电力系统规划，以负荷预测为起点，在电力电量平衡的基础上优化电源规划，以电源规划为基础开展电网规划。对于风电、光伏发电，由于建设周期短，技术进步快、政策调整频度高，尽管我们开展了“十二五”、“十三五”可再生能源的规划，但可再生能源规划并没有融入电力规划，可再生能源在电力规划中如何参与电力电量平衡没有取得共识，没有规范和标准，实际规划中，风电、光伏基本不参与电力平衡，这种状况在风光规模不大，装机占比不高的情况下，带来的问题并不突出，但在风、光装机规模均接近2亿千瓦的今天，不解决风电、光伏发电融入电力规划中的问题，可再生能源消纳问题无法根本解决，所以在《清洁能源消纳行动计划（2018~2020年）》第一条就提出，优化电源布局，合理控制电源开发节奏，科学调整清洁能源发展规划；有序安排清洁能源投产进度。

关于可再生能源规划，我们认为有两种观念要避免，一是认为可再生能源是绿色能源，越多越好，不能以规划限制可再生能源发展。这种说法是不负责任的，违背了电力系统的客观规律，也为可再生能源投运后出现消纳问题留下隐患。另外一种观点不考虑可再生能源开发利用特点，简单以电力系统的消纳能力作为可再生能源开发目标也是不科学的。可再生能源具有集中和分布式两种开发利用模式，除了作为电源考虑外，有一部分应作为负荷考虑，计算消纳能力要充分考虑系统灵活性的提升要求。以对电力消费设定可再生能源消纳责任权重，建立健全可再生能源电力消纳保障机制；除设立最低消纳责任权重外，还设立激励性消纳责任权重，符合可再生能源的特点，体现了政策制定者的智慧。

落实可再生能源电力消纳保障机制，实施在电网，责任在省政府。我国电力行业管理长期以来实行省为实体的管理模式，省级能源主管部门是各省电力规划的主导者也是电力运行的组织管理者，因此，文件明确提出，“各省级能源主管部门牵头承担消纳责任权重落实责任，按年度组织制定本省级行政区域可再生能源电力消纳实施方案”。也就意味着，鼓励中东部经济发达地区优先开发利用本省的可再生能源，对于本地可再生能源资源不足或开发受限的地区必须购买外省的可再生能源，并在本省电力规划中预留出外省送入的清洁能源，这将有利于打破省间壁垒，促进清洁能源跨省跨区消纳。

此外，随着电力改革的推进，地方电网企业、配售电公司、自备电厂在售电市场的市场份额增大，因此，文件明确提出，“省级能源主管部门督促省属地方电网企业、配售电公司以及未与公用电网联网的拥有自备电厂的企业完成可再生能源电力消纳。”

事中：做好消纳责任权重实施与电力交易衔接，以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量

调度运行和市场交易是新能源消纳的关键环节，随着电力市场化改革的推进，消纳责任权重必须在电力交易中落实。自2015年3月中共中央国务院印发中发9号文开始，电改四年多来，我国加快推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制，已经开展了优先发电、购电交易，中长期电能交易，调峰辅助服务交易和现货市场建设试点。

目前，各省电力中长期交易已全面实施，跨区域省间富余可再生能源现货交易试点取得积极成效，8个省级现货市场试点有关工作全部启动。市场化交易规模逐步增大，2018年我国市场交易电量2.1万亿千瓦时，占售电量比重40%；省间交易电量9682亿千瓦时，其中省间可再生能源交易电量占省间交易电量的39.4%；省间市场化交易电量占省间交易电量的36.3％。风电、光伏等新能源发电省间交易电量达到718亿千瓦，其中跨区域省间富余可再生能源电力现货交易电量达到70亿千瓦时。

因此，通知要求“各电力交易机构指导参与电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易；在中长期电力交易合同审核等环节对承担消纳责任的市场主体给予提醒”，同时要求“各承担消纳责任的市场主体参与电力市场交易时，应向电力交易机构作出履行可再生能源电力消纳责任的承诺。”

各市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳责任。与国外配额制通过绿证交易完成配额责任不同，本政策设计中不涉及有价绿证的交易，通知要求“各承担消纳责任的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量”，消纳量的核算以“从区域内或区域外电网企业和发电企业购入的可再生能源电量”+“自发自用的可再生能源电量”为主，同时明确“对通过电力市场化交易的可再生能源电量，按交易结算电量计入购电市场主体的可再生能源电力消纳量。”

事后：可以以两种补充（替代）方式完成消纳量

注重该政策与现行政策的衔接。强化该政策与现行的固定电价政策和自愿绿证政策的衔接。对于确实不能完成消纳责任权重的，通知明确指出，可以通过两种补充（替代）方式完成消纳量，一是购买超额消纳量，二是自愿认购可再生能源绿色电力证书。省内消纳量转让（或交易）原则上由省电力交易中心组织，跨省区的消纳量转让（或交易）在北京电力交易中心和广州电力交易中心组织下进行。自愿认购可再生能源绿色电力证书折算的消纳量可计入消纳量，但不可交易；超额消纳量转让（或交易）价格有双方自主确定。

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年06期，作者系国网能源研究院新能源与统计研究所所长