中国储能网讯：近年来我国大力发展可再生能源建设，截至2019年底，我国可再生能源发电装机容量达7.94亿千瓦，占全部电力装机容量的39.5%。为促进可再生能源电力消纳，我国也出台了一系列政策和措施，弃电量、弃电率逐年下降。2019年全国可再生能源发电量达2.04万亿千瓦时，占全社会用电量的28.1%；全国可再生能源弃电量约515亿千瓦时，同比下降约395亿千瓦时，“三弃”现象虽有所好转，但电力消纳压力依然存在，形势不容乐观。
随着可再生能源配额、保障消纳政策的陆续出台，财政补贴退坡和可再生能源平价上网的实施，如何从机制上保证可再生能源电力消纳，促进资源更大范围优化配置是个永恒的课题。本文通过回顾可再生能源电力配额制十五年来发展演化历程，基于现阶段可再生能源电力消纳政策进行解读分析和思考，结合“十四五”可再生能源发展面临的新形势，提出相关建议，期冀助力京津唐地区可再生能源消纳责任权重指标的顺利实现。
发展历程
立法先行
2005年2月28日《中华人民共和国可再生能源法》（以下简称“可再生能源法”）经第十届全国人大常务委员会第十四次会议通过，自2006年1月1日起施行。该法规定了国家通过制定可再生能源开发利用总量目标和采取的相关措施，有效推动可再生能源的建设和发展。在2009年修订《可再生能源法》的过程中，曾两次提出引入配额制，修订的重点是明确“全额保障性收购”，推行强制上网，目的是解决可再生能源的发展和消纳问题。
配额出台
随着可再生能源建设规模迅猛增长，由于系统调峰能力不足、市场机制不完善等因素限制了可再生能源电力的送出和消纳，不但存在“三弃”现象，而且面临着财政补贴资金严重不足的问题，于是配额制又一次被提上议事日程。2012年国家能源局新能源司出台了《可再生能源发电配额管理办法》。其中明确发电企业承担可再生能源生产义务（可再生能源发电量占比）、电网企业承担保障性收购义务（收购电量占比）、地方政府承担消纳义务（电量消纳占比）。由于可再生能源尤其是清洁能源主要分布在“三北”地区，而负荷中心主要分布在东部地区，能源与消费分布不均衡，加之影响到电网企业的利益，导致可再生能源配额制一再推迟。
意见征集
2018年3月和9月，国家能源局分别向有关方面征求《可再生能源电力配额及考核办法》的意见。2018年11月13日，国家能源局在保持配额机制和政策基本一致的前提下，形成了《关于实行可再生能源电力配额制的通知》（征求意见稿），从制度上对电网公司、发电企业和地方政府起到强制约束作用。
机制建立
为解决可再生能源发展面临的问题，在反复征求各方意见的基础上，2019年5月13日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）（以下简称“807号文”），提出建立健全可再生能源电力消纳保障机制，从政策层面提出了促进可再生能源消纳的保障措施。
正式实施
2020年2月29日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲的通知》（发改能源〔2020〕181号）（以下简称“181号文”），推动各省可再生能源电力消纳保障机制落地实施。2020年5月18日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《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》（发改能源〔2020〕767号）（以下简称“767号文”），标志着可再生能源电力消纳保障机制，在历经近十五年酝酿、平衡、博弈之后，从2020年起正式踏进了实施可再生能源电力消纳责任权重的新时代。
可再生能源消纳责任相关政策解析
承担消纳责任的市场主体
2019年807号文件规定了售电企业和电力用户协同承担可再生能源电力消纳责任。承担消纳责任的市场主体包括两大类：第一大类市场主体为各类直接向电力用户供（售）电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司，承担与其年售电量相对应的消纳量；第二大类市场主体为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业，承担与其年用电量相对应的消纳量。各承担消纳责任的市场主体的售电量和用电量中，农业用电和专用计量的供暖电量免于消纳责任权重考核。
实现消纳责任权重的方式
购买或自发自用可再生能源电力，以实际消纳可再生能源电量方式完成。
消纳责任主要包括售电公司、电力批发用户，以及以（用网电量的）电力用户身份承担消纳责任权重的集中式或分布式可再生能源发电企业。向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量。
购买超额消纳量可以从两个方面考虑。一是如果本省消纳量指标超额完成，可以通过先行组织省内市场主体超额消纳量交易，达成省内承担消纳责任市场主体余缺互济，然后通过省间超额消纳量交易将指标富余部分转让给需要的省份。二是如果本省消纳量指标存在缺口，则需通过参加省间超额消纳量交易购买相应份额以完成消纳指标。
自愿认购可再生能源绿色电力证书。承担消纳责任市场主体在无法完成与其年售电量或用电量相对应的消纳量时，可以通过认购本省或省外的可再生能源发电企业的绿证来完成消纳指标。
可再生能源电量来源
全额保障性收购的可再生能源电量。首先用于完成经营区内居民、农业、重要公用事业和公益性服务、非市场化用电量对应消纳责任权重。如有剩余，向经营区内各市场主体进行分摊。初期根据各市场主体售电量或用电量占比，按无偿原则进行分摊，计入各市场主体的消纳量，后续根据电力市场化改革进展适时进行调整。
通过电力市场化交易的可再生能源电量。按交易结算电量（含损耗）计入购电市场主体的可再生能源电力消纳量。
经营区内市场主体自发自用的可再生能源电量。按电网公司营销部计量的发电量计入自发自用市场主体的可再生能源电量。
以购买的方式完成可再生能源电量。从其他市场主体购买的超额消纳量或购买绿证折算的消纳量，计入购买方的消纳量。免于消纳责任权重考核的农业用电或专用计量的供暖电量对应消纳量不能用于交易或转让。
可再生能源消纳责任分工
2020年767号文的出台标志着可再生能源电力消纳保障机制正式落地。文件中明确了各层面的职责定位及主要工作内容。
政府层面。国家发改委、国家能源局负责下达可再生能源消纳责任权重指标；各省政府主管部门负责本省级行政区域的消纳责任权重落实，制定消纳实施方案等。
国网分部。负责协助省电力公司做好可再生能源电力消纳责任权重组织实施工作；协助省电力公司做好各承担消纳责任的市场主体可再生能源消纳量完成情况监测统计分析工作。
省电力公司。省电力公司承担经营区消纳责任权重实施的组织责任，一方面组织经营区内各市场主体完成可再生能源电力消纳；另一方面，承担与本省售电量相对应的可再生能源电量的消纳责任。
电力交易机构。国家级交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易，指导参与电力交易的市场主体优先完成消纳责任权重相应的电力交易；负责全国范围内跨省跨区消纳量交易或转让，制定交易或转让细则。各省级交易机构负责对承担消纳责任的市场主体进行信息管理，开展账户注册或退出工作；向能源主管部门报送本年度本地承担消纳责任的市场主体清单。负责组织开展省内和省间可再生能源消纳量交易或转让。在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担消纳责任的市场主体给予提醒。负责开展消纳量核算、监测统计，向能源主管部门和国家能源局派出机构报送各市场主体消纳责任权重完成情况。
承担消纳责任的市场主体（含自备电厂）。负责完成分配的可再生能源电力消纳责任权重，制定年度可再生能源消纳计划，向电力交易机构进行账户注册并作出履行消纳责任权重的承诺；按要求向电力交易机构报送消纳责任权重完成情况。
可再生能源消纳责任权重测算公式
非水电消纳责任权重。区域最低非水电消纳责任权重=（预计本区域生产且消纳年非水电可再生能源电量+预计年净输入非水电可再生能源电量）÷预计本区域年全社会用电量×100%。测算非水电可再生能源发电量时，上年度年底前已投产装机按照应达到的年利用小时数测算；当年新增非水电可再生能源装机按均匀投产计算，对应发电量按全年利用小时数的一半进行折算。激励性非水电消纳责任权重按照最低非水电消纳责任权重上浮10%计算。
总量消纳责任权重。区域最低总量消纳责任权重=（预计本区域生产且消纳年可再生能源电量+预计年净输入可再生能源电量）/预计本区域年全社会用电量×100%。测算可再生能源发电量时，上年度年底前已投产装机按照应达到的年利用小时数测算，水电按照当地平水年份的年利用小时数下浮10%进行最低总量消纳责任权重测算。
激励性总量消纳责任权重。激励性总量消纳责任权重为激励性非水电消纳责任权重与水电按照当地平水年份的年利用小时数发电量对应消纳责任权重之和。
可再生能源消纳责任权重核算公式与统计口径
国家发展改革委、国家能源局印发的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）明确了各省级行政区域消纳责任权重测算的基本方法。
一是对于独立“点对网”输入。可再生能源发电项目直接并入区域外受端电网，全部发电量计入受端区域消纳量，采用并网计量点的电量数据。
二是对于混合“点对网”输入。采取与火电或水电打捆以一组电源向区域外输电的，受端电网消纳的可再生能源电量=总受电量×外送电量中可再生能源电量比例。其中外送电量中可再生能源电量比例=送端并网点计量的全部可再生能源上网电量/送端并网点计量的全部上网电量。
三是对于省间“网对网”输入。省间电网跨区域输入电量中可再生能源电量，通过电力交易方式进行的，根据电力交易机构的结算电量确定；通过省间送电协议进行的，根据省级电网与相关电厂结算电量确定；无法明确的，按送端省级电网区域可再生能源消纳电量占区域全社会用电量比例×输入受相关部门职责端省级电网区域的总电量认定。
四是对于跨省际“网对网”输入。跨省际区域未明确分电协议或省间协议约定可再生能源电量比例的跨省跨区输电通道，按该区域内各省级行政区域全社会用电量占本区域电网内全社会用电量的比重，计算各省级行政区域输入的可再生能源电量。
五是对于京津冀地区（北京、天津、冀北、河北南网）接入的集中式可再生能源发电项目按全社会用电量比例分摊原则计入各区域消纳量，各自区域内接入的分布式可再生能源发电量计入各自区域的消纳量。
可再生能源发展面临的形势
大力发展可再生能源、推进能源革命、构建绿色低碳的能源体系，是我国新时代能源发展的重要突破点。“十三五”期间，我国可再生能源发展迅速，应用规模不断扩大，成本持续降低，消纳矛盾明显缓解，清洁替代作用日益显著。2019年以来，国家开始逐步调整可再生能源相关政策和管理机制，包括试点平价上网项目、进一步下调可再生能源固定上网电价、明确补贴退坡时间节点、修订补助资金及项目管理办法等，同时现货市场建设不断加快，可再生能源发展步入后补贴时代。
展望“十四五”，我国可再生能源发展将面临以下新形势：
一是可再生能源是我国能源转型发展的重要力量，未来还将持续快速发展。《能源生产和消费革命战略(2016～2030)》提出，到2030年非化石能源占一次能源消费比重应达到20%，2050年超过50%。综合研判，从满足经济社会发展需求、实现国家能源转型战略目标的角度来看，我国风电将保持年均2500万千瓦、光伏将保持年均3000万千瓦以上的新增装机规模；预计2030、2050年，我国可再生能源装机规模将分别达到12亿、28亿千瓦以上，逐步成为主导能源。
二是国家高度重视可再生能源消纳工作，对可再生能源利用水平提出明确要求。《清洁能源消纳行动计划(2018～2020年)》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，电网消纳能力成为可再生能源项目规划建设的重要先决条件。近期，受消纳条件的影响，我国可再生能源发展重心由西部北部地区向东中部地区转移。中远期，东中部地区发展潜力有限，随着西部北部消纳矛盾的逐步缓解，新增规模可能向西部北部地区回流。
三是可再生能源发电成本快速下降，进入平价时代。受关键设备价格下降、项目开发经验成熟等驱动，陆上风电发电成本稳步下降，光伏发电成本降幅显著。
四是分布式可再生能源、储能等快速发展，与互联网技术相结合，形成可再生能源利用的多种新业态。目前分布式可再生能源、储能等快速发展，并基于大数据、云计算、物联网、移动互联网等新技术，与用户侧用能需求相结合，形成虚拟电厂、综合能源系统、云平台等新业态，成为可再生能源多元化利用的重要方式。
五是随着电力市场加快推进，可再生能源参与市场成为可再生能源消纳的主要方向。2015年我国新一轮电力市场化改革启动以来，输配电价改革、电力市场建设、增量配电改革、售电侧改革持续推进。近年来，我国开展了一系列促进可再生能源消纳的市场机制实践，未来可再生能源市场化消纳的基础将不断完善。
可再生能源消纳相关建议与思考
一是通过省内与省间协同发力，保障可再生能源消纳权重指标的完成。一方面基于本地电网消纳能力，合理确定新增可再生能源发电装机布局，在确保不发生弃电的前提下，通过本地新建可再生能源发电项目，增加本地可再生能源发电量；另一方面加强电网投资规划，通过提高跨省区通道发电利用率的方式，增加跨省区可再生能源受入电量。随着张北柔直投运、特高压及下送通道建成，京津冀地区可再生能源电力输送能力进一步增强，为本地可再生能源总量增长提供支撑，内外并举保障本地消纳责任权重指标的实现。
二是加快建立有利于可再生能源消纳的电力市场交易机制。健全省间可再生能源中长期打捆交易机制，完善发电权替代、辅助服务等市场交易机制。同时探索推进常规火电与可再生能源两个市场并行建设，从交易机制上保障可再生能源交易市场份额在权重责任指标基础上适度浮动，形成常规火电交易与可再生能源绿电交易余缺互济、互补共存的格局。当可再生能源受气候影响无法执行交易时，可通过常规火电与可再生能源发电替代或利用现有火电等量置换可再生能源输电通道的方式实现区域电力电量整体平衡。
三是创新有利于可再生能源消纳的交易品种，扩大可再生能源消纳空间。通过超额消纳量交易和绿证交易以及探索逐步开展用户侧合同转让等方式保障实现消纳指标。创新开展与可再生能源电力现货交易相配套的调频、备用市场建设。创新开展可再生能源与储能、电动汽车、虚拟电厂、需求侧、蓄冷式空调和蓄热式电采暖等新兴主体的市场交易。
四是在可再生能源超额消纳量交易和绿证交易等方面充分利用区块链技术具有的确权、溯源、防篡改等优势作用。利用区块链的分布式数据存储、点对点传输、共识机制等特性，增强可再生能源消纳指标核算、统计的便捷性和透明度，同时满足承担消纳责任市场主体追踪自身消纳权重指标进度的需求，助力消纳权重指标的过程管控，做到可控、在控、能控，最终保障消纳权重指标的顺利完成。
（本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬刊）2020年第9期，作者单位：首都电力交易中心有限公司）
