中国储能网讯：近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源发展迅速，装机规模居全球首位，发电量占比稳步提升。国家能源局的数据显示，2022年，全国风电、光伏发电新增装机容量达到1.25亿千瓦，连续三年突破1亿千瓦，再创历史新高；可再生能源全年新增装机容量1.52亿千瓦，占全国新增发电装机容量的76.2%，已成为我国电力新增装机的主体。
未来，随着以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏发电基地建设项目的建成和投产，新能源消纳将面临更大挑战。提高新能源的消纳利用率不仅是新型电力系统发展的核心，也是我国实现“双碳”目标的关键。
为提高新能源利用率，近年来我国出台了一系列支持新能源消纳的政策。在日趋系统化的政策体系中，多元化的消纳机制为新能源发展提供了保障。
动态引导形成新能源消纳合力
“十二五”期间，新能源的爆发式增长与用电需求增速的放缓，导致了新能源消纳能力的不足，我国弃风、弃光率曾一度较高。以风电为例，2015年，受多种因素的影响，华北、东北和西北地区（以下简称“三北”地区）的风电弃风电量达到339亿千瓦时，全国风电平均年利用小时数下降到1728小时，比2014年下降165小时。
为解决这一问题，2016年5月31日，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，其中详细规定了光伏发电、风电重点地区的最低保障收购小时数，这也是我国在多次提及保障性收购后，第一次划定具体保障性收购门槛。
随着政策的颁布，2017年我国新能源利用水平开始提升。国家能源局的数据显示，2017年我国全年弃风电量419亿千瓦时，弃风率为12%，同比下降5.2个百分点；弃光电量73亿千瓦时，弃光率为6%，同比下降4.3个百分点。
为巩固已有成果，2018年国家发展改革委、国家能源局发布了《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》（以下简称《行动计划》），进一步明确了2018～2020年内每一年度各种类清洁能源的具体消纳指标，其中要求到2020年，全国平均风电利用率、光伏发电利用率指标分别为95%左右和高于95%。
对于《行动计划》提出“利用率”这一概念，国家能源局的相关负责人表示，我国清洁能源发展一直以“弃电”的高低作为评价标准，但“弃电量”“弃电率”的说法只关注了清洁能源电力的未利用部分，忽视了整个能源和电力系统为消纳清洁能源付出的努力和成本。从整个能源系统的经济性和全社会用电成本角度出发，结合电力系统自身的特性，清洁能源消纳存在一个经济合理的利用率范围，片面追求100%消纳，将极大提高系统的备用成本，限制电力系统可承载的新能源规模，反而制约了新能源发展，因此并不是100%的完全消纳最好。
可以看出，新能源消纳涉及电力系统的方方面面。未来，当新能源成为主体电源后，其波动性和随机性等特点也将对整个电力系统的调节能力提出更高要求，特别是对小时级以上的调节需求将更加突出。
因此，消纳和安全成为电源侧、电网侧及负荷侧等各电力相关主体共同的必答题。
为明确各方消纳责任，2019年，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，建立健全可再生能源电力消纳保障机制，并明确规定了政府部门、电网企业、各类市场主体的责任。其中，各省级能源主管部门牵头承担落实责任，售电企业和电力用户协同承担消纳责任，电网企业承担经营区消纳责任权重实施的组织责任。各市场主体通过实际消纳可再生能源电量、购买其他市场主体超额消纳量、自愿认购绿色电力证书等方式，完成消纳量。
从2020年正式实施至今，这一机制每年都会在前一年的基础上适当调整可再生能源电力消纳责任权重。
2021年5月，国家能源局发布了《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，其中明确各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目为保障性并网项目，由电网企业实行保障性并网。
从电网侧来看，“强网”是电网侧保障消纳的第一步。推动大电网的互联互通，进一步加强送受端网架结构，是提升新能源存量通道送电能力的前提。
电网跨省跨区输电通道建设加快。截至2021年，国家电网有限公司已累计建成“15交14直”特高压输电工程，建成12项省内重点输电通道，新能源大范围资源优化配置能力进一步提升。配电网方面，作为分布式新能源消纳的支撑平台以及多元电力信息集成的数据平台，配电网是提高分布式新能源承载力和灵活性的关键。2021年，我国分布式光伏新增装机容量2928万千瓦，占全部新增光伏发电装机容量的53%，新增装机首次超过集中式光伏。因此，配电网升级改造对于分布式新能源规模化接入的重要性尤为凸显。2022年1月，国家发展改革委和国家能源局联合发布的《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》也提到，要大力推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网建设，鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。
从电源侧来看，由于新能源出力的波动性，需要各类可控电源的调节能力予以支撑，但当前我国电力系统尚存在调节能力不够、灵活性不足等短板。未来，推动煤电机组向基础性保障性和系统调节性电源转型，增加天然气发电、抽水蓄能、新型储能等灵活性电源是保安全、促消纳的重要手段。
2021年，国家发展改革委、国家能源局印发《全国煤电机组改造升级实施方案》（以下简称《实施方案》），其中明确推动煤电行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造“三改联动”，严控煤电项目，持续优化能源电力结构和布局。针对灵活性改造，《实施方案》提出，统筹考虑大型风电、光伏发电基地项目外送和就近消纳调峰需要，以区域电网为基本单元，在相关地区妥善安排配套煤电调峰电源改造升级，提升煤电机组运行水平和调峰能力。预计“十四五”期间，我国将完成2亿千瓦存量煤电机组的灵活性改造，增加系统调节能力3000万～4000万千瓦，促进清洁能源消纳。
对可再生能源发电企业“能产能消”的要求也日益清晰。2021年8月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，其中明确鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。承担可再生能源消纳对应的调峰资源，包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站、灵活性制造改造的煤电。
根据中国电力企业联合会的数据，截至2021年年底，我国发电装机容量约23.8亿千瓦，其中灵活调节电源装机占比约为17%，达4亿千瓦。根据《“十四五”现代能源体系规划》中的要求，到2025年灵活调节电源占比要达到24%左右。
从需求侧来看，随着全社会电气化程度的提升，进一步挖掘需求侧响应，充分利用数字和现代信息通信等技术手段实现需求侧资源的广泛接入，不仅可以有效提高新能源消纳水平，还可以节约电网基础设施的投资。
今年6月，国家能源局组织发布的《新型电力系统发展蓝皮书》明确提出，要推动多领域清洁能源电能替代，充分挖掘用户侧消纳新能源潜力。其中交通领域要大力推动新能源、氢燃料电池汽车全面替代传统能源汽车；建筑领域要积极推广建筑光伏一体化清洁替代；工业领域要加快电炉钢、电锅炉、电窑炉、电加热等技术应用，扩大电气化终端用能设备的使用比例。此外，还应积极培育电力源网荷储一体化、负荷聚合服务、综合能源服务、虚拟电厂等贴近终端用户的新业态新模式，整合分散需求响应资源，打造具备实时可观、可测、可控能力的需求响应系统平台与控制终端参与电网调度运行，提升用户侧灵活调节能力。
激活市场化交易机制
随着新能源并网比例的不断攀升，制定更加灵活的市场机制和引导政策，以市场化方式发展新能源已成为业界共识。2021年11月，中央全面深化改革委员会第二十二次会议明确要求，要有序推动新能源参与市场交易。
当前，电力中长期交易是我国电力市场最主要的组成部分，市场主体通过双边协商、集中竞价、挂牌交易等形式，开展多年、年、季、月及月内多日的电力交易。为规范电力中长期市场运行，国家发展改革委、国家能源局于2020年印发了《电力中长期交易基本规则》，可再生能源发电企业可以在电力中长期交易框架下，参与各级电力交易机构组织的市场化交易，交易电价通过市场化方式形成。
针对新能源，2019年国家发展改革委、国家能源局发布了《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》，将新能源列为优先发电的支持范围，在政策上保障新能源资源充分利用。根据文件精神，风电、光伏发电在消纳不受限地区全额电量列入发电计划，在消纳受限地区要采取合理有效措施，确保全额保障性收购政策有效执行。同时，为适应电力体制市场化改革要求，文件鼓励新能源通过市场化方式落实可再生能源优先发电政策。
也就是说，新能源消纳以“保量保价”的保障性收购为主，部分新能源电量参与市场，由市场形成价格。新能源发电量仍以优先发电的形式保留在电量计划中。保障小时数内对应的电量按资源区的指导价执行，保障小时数以外部分采用市场化方式形成价格。
目前，我国各省（自治区、直辖市）电力中长期市场中，新能源都能够依据各地政策参与交易，以市场化方式形成价格和充分消纳。2021年，我国新能源发电市场化交易电量达2451亿千瓦时，同比增长55.9%，占新能源发电量的30.1%。
为进一步解决电力市场体系不够健全、功能不够完善、交易规则存在差异以及省间交易存在市场壁垒等问题，2022年年初，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，其中对新能源参与市场、开展直接交易进行了更为明确的规定，提出有序推动新能源参与电力市场交易，引导新能源签订较长期限的中长期合同，鼓励分布式光伏发电、分散式风电等主体与周边用户直接交易。提出到2030年，实现新能源全面参与市场交易。
国家能源局的数据显示，按交易结算口径统计，2022年全国市场交易电量共5.25万亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重达60.8%，同比提高15.4个百分点。其中，跨省跨区市场化交易电量首次超1万亿千瓦时，同比增长近50%，市场促进电力资源更大范围优化配置的作用不断增强。在电力交易机构注册的市场主体数量首次超过60万家，同比增长29%，进一步激发了市场活力。
相较电力市场的中长期交易，以日前、日内和实时为周期的电力现货市场更容易反映短期电能供需关系、发现电力实时价格。对于兼具波动性和随机性的新能源来说更能满足其合同电量、曲线的灵活调节需求。
2022年，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》明确，在保障新能源合理收益的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场。
从国家能源局的解读来看，新能源企业参与现货市场交易以中长期交易合约为基础。目前，中长期市场主要存在两种合约形式，即物理合约和差价合约。物理合约要求新能源企业严格按照合同约定曲线安排电力生产，考虑到新能源出力的间歇性和波动性，新能源企业以物理合约为基础参与现货市场具有实际困难。而差价合约属于金融合约，不要求新能源企业严格执行约定曲线，而在电费结算时根据现货市场电价与合约价的差值予以调整。因此，差价合约是对冲新能源出力不可控性所带来的市场风险的有效手段，也是新能源企业参与现货市场交易的有利选择。
近年来，我国加快绿色电力市场的建设步伐，绿色电力市场在原有的中长期市场的基础上，叠加体现了绿色电力的环境价值，为消费绿色电力的企业提供绿色电力消费证书，为满足企业绿色消费需求，助力新能源发展发挥了积极的作用。
2022年8月，国家发展改革委等部门印发了《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，明确以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证，用户通过持有绿证证明自身的可再生能源电力消费，每1000千瓦时绿电对应1张绿证。
电力用户通过参与绿电、绿证交易获得可再生能源发电的环境价值。绿电交易是在电力中长期市场体系框架内设立的一个全新交易品种，用户通过电力交易的方式购买风电、光伏发电等新能源电量，在消费绿色电力的同时，以“证电合一”方式获得相应的绿证；绿证交易是以绿证为标的物的市场交易，电力用户通过绿证市场单独购买“证电分离”的绿证，也视为消费了绿色电力，交易方式更加灵活，是对绿电交易的补充。
根据国家能源局的统计数据，2022年，我国核发绿证2060万个，对应电量206亿千瓦时，较2021年增长135%；交易数量达到969万个，对应电量96.9亿千瓦时，较2021年增长15.8倍。截至2022年年底，全国累计核发绿证约5954万个，累计交易数量1031万个，有力推动了经济社会绿色低碳转型和高质量发展。
2022年5月，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》明确提出，为提升全社会绿色电力消费水平、助力促进新能源行业高质量发展，未来将完善绿色电力证书制度、推广绿色电力证书交易。
未来，绿证将在大量的政策和市场场景中发挥基础凭证功能，证明电力用户消费绿色电力，在支撑国家政策落地，促进构建绿色生产生活方式，推动能源电力消费绿色低碳转型中发挥基础作用。特别是推进绿色电力市场与碳市场衔接，在碳核算中体现企业使用绿色电力的碳减排价值，促进电力用户购买绿色电力，减少电力间接的碳排放。目前，北京、天津和上海生态环境局已经出台政策，明确在核算碳排放量时，购买绿电部分的电量不计碳排放，为推进绿色电力市场和碳市场衔接进行了积极的探索和实践。
