中国储能网讯：在世界主要电力大国中，全额保障性消纳是我国独有的可再生能源发展政策，也是世界范围内对可再生能源支持力度最大的全国性政策。消纳到最后一度电是全额保障消纳政策的目的，虽然在部分时段略有波动，业内有按照95%控制的说法，但是总体的要求并没有发生过变化。而随着我国绿色用能的概念深入人心，尤其是可再生能源在装机容量上成为主要电源，全额保障消纳已经到了必须过渡到经济性消纳的时点。

  01.全额保障性消纳的“来时路”

  本世纪初，可再生能源大规模产业化兴于欧洲，以德国为首的欧洲各国推出政府补贴政策，推动风电、光伏商业化发展。2005年我国出台《可再生能源法》，明确了可再生能源的固定电价制度，2009年《可再生能源法》修正时增加了全额保障性收购制度。至此，我国可再生能源发展战略与主要制度体系通过立法的形式得到确认，可再生能源固定电价制度和全额保障性收购制度并驾齐驱，以“保量保价”为主的模式支持萌芽的可再生能源产业发展。2010年以来，我国可再生能源装机容量大幅度增长。

  2016年开始，我国全额保障性消纳开始和市场化消纳“双轨并行”。从参与市场的交易方式看，可再生能源占比低的地区以“保量保价”收购为主，执行批复电价，可再生能源占比较高的地区以“保障性消纳+市场化交易”结合的方式消纳，其中“保量竞价”电量参与电力市场，由市场形成价格。2016年5月，国家发展改革委和国家能源局发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号），确定了部分省市的最低保障性收购电量，超出最低保障收购年利用小时数的部分应通过市场交易方式消纳。2017年前后，为缓解弃风弃光，国家发展改革委、国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018—2020）》，定下了2020年平均风电、光伏发电、水能利用率95％的目标，这在某种程度上可视作有意识地开展合理利用率的探索。

  2019年，国家能源局组织开展了《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（原电监会25号令）修订工作，形成了《电网企业全额保障性收购可再生能源电量监管办法（修订）（征求意见稿）》，进一步明确了保障性收购电量的核定需要综合考虑电力系统消纳能力、安全和可再生能源资源条件，参考准许成本加合理收益，并根据可再生能源并网、产业发展和成本变化等情况适时进行调整。到2020年10月，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合下发《关于〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号），其中规定：已按规定核准（备案）、全部机组完成并网，同时经审核纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度。

  进入“十四五”时期，2021年3月30日，国家能源局回应如何保障可再生能源消纳问题时，提到“要科学制定可再生能源合理利用率目标”这一举措，合理利用率也明确将进行“动态调整”。从“弃电量”“弃电率”到“利用率”，再到“合理利用小时”“合理利用率”，评估可再生能源消纳的指标悄然变化。

  复盘我国全额保障性消纳政策近二十年的发展轨迹，可以窥见可再生能源的总量目标制度与时俱进，而这是由产业自身发展水平决定的。在全额保障性消纳制度制定之初，从观念上看，我国可再生能源发展初期在欧洲市场需求拉动下起步，国内市场尚未被撬动，也没有形成发展共识，需要培育观念、鼓励投资。从技术上看，当时我国可再生能源产业链处于原材料、市场、技术都依赖国外的阶段。高成本是影响风光在国内大规模应用的主要原因，2008年光伏发电初始投资在3.5万元/千瓦左右，光伏发电成本在1.3到2.0元/千瓦时水平，无论是初始投资成本，还是发电成本，几乎都是核电的两倍，是煤电的3到4倍[1]。从体量上看，2009年我国光伏、风电装机容量分别为15万千瓦、1066万千瓦[2]，占全国发电装机容量8.74亿千瓦的0.02%、1.22%[3]，彼时国内电力供需矛盾突出且出现较大硬缺口，以发展基荷电源为主，可再生能源装机规模尚小，用户还能“背”得动，从燃煤发电等电源的调节能力和经营情况来看也有余量支持可再生能源利用。

  02.全额保障性消纳在新阶段的B面

  站在新型电力系统建设这个起点上，设立全额保障消纳政策的先决条件已经全部消失，B面暴露得越来越明显。

  从观念上看，随着“双碳”目标的持续推进，绿色低碳概念深入人心，可再生能源投资炙手可热，绿色转型的价值观已经足够推动投资，不再需要优惠政策激励。2023年上半年，非化石能源发电投资2940亿元，同比增长60.9%，占电源投资的比重达到88.6%。从技术上看，可再生能源技术已经完全成熟。据行业协会统计，随着光伏技术不断创新与迭代，过去10年间中国光伏发电度电成本下降超过80%。中国光伏实现了从被“卡脖子”到全球领先的重大跨越。风电2009—2021年LCOE（平准化度电成本）下降了72%，年均下降10%；光伏下降了90%，年均下降18%。目前，可再生能源的生产成本已经不足当初电价的零头，可再生能源装备制造业产量达到世界第一。从体量上看，以一个10年期为例，从2010年至2020年，我国的可再生能源装机容量从2984万千瓦猛增至53496万千瓦，在电源结构上，以风光为主的可再生能源占比也由3.1%跃升至24.3%。截至2023年6月底，我国可再生能源装机容量突破13亿千瓦，历史性超过煤电。其中，风电装机3.89亿千瓦，连续13年位居全球第一；光伏发电装机4.7亿千瓦，连续8年位居全球第一。

  在全额保障消纳之下，可再生能源的高速发展使矛盾逐渐凸显。

  一是电网接入费用快速上涨。由于可再生能源普遍具有能量密度低的特点，线路承载能量密度约为煤电的20%—50%，造成接入可再生能源的网络投资效率大幅低于传统电源。从实际接入成本看，可再生能源电站所需的接入及改造费用为同容量煤电厂的2—3倍，并且呈现持续上升趋势。根据有关研究统计数据，2020年全国新增接入成本由2011年的98.3亿元增加至363.8亿元。随着远程消纳量的增长，特高压直流通道建设量也快速增长，输电成本增加，由此给终端电价带来上涨压力。

  二是消纳成本绝对值快速上升。可再生能源度电成本低，并不意味着利用成本低，平价上网并不意味着平价利用。可再生能源发电具有随机性、波动性和间歇性的特点，高比例接入电力系统后增加了系统调节的负担，造成传统电源不仅要跟随负荷变化，还要平衡可再生能源的出力波动，因此解决可再生能源消纳问题的关键在于提高系统调节能力。随着可再生能源规模越来越大，系统成本也越来越高。我国2011—2020年煤电机组平均负荷率由73.9%降低至66.4%，煤电机组低负荷运行增加的煤耗成本约179亿元，反映到电力市场中就是系统的平衡成本。根据目前已连续运行的电力现货市场数据测算，可再生能源实时均价较燃煤基准价度电下降0.0057—0.15元，这其实就是“中和”可再生能源扰动电力系统稳定运行的平衡成本。

  与此同时，电力系统的调节能力已从冗余变为吃紧，“十三五”期间，可再生能源装机占比从11.3%提升至24.3%，提升了13个百分点；抽水蓄能、调峰气电等传统调节电源占比一直维持在6%左右，新增燃煤发电低速徘徊，且空间上分布不均。比较而言，欧美等国灵活电源比重较高，美国、西班牙灵活电源占比分别为49%、34%，灵活调节电源分别是可再生能源的8.5倍和1.5倍。因此，“十四五”初期，抽水蓄能、电化学储能大批上马，就是在煤电投资受阻情况下增加系统调节能力的措施，这些固定投资也是可再生能源高速发展为系统带来的消纳成本。

  三是系统可靠性投资快速上升。由于可再生能源不能提供足够的有效容量，支撑负荷高峰能力差，而且在年度负荷最高峰（夏季大负荷或冬季大负荷期间）时段，往往也是可再生能源出力最小的时段，部分地区曾出现过风电在该时段出力仅为铭牌出力千分之三的情况。为保证系统在年度负荷最高峰时段的可靠性，必须跟随最大负荷投资有效容量占比高的传统电源。欧盟主要国家极端最大负荷4.5亿千瓦，但是相应保留了4.6亿千瓦火电（燃气和燃煤发电）和核电。2022年，德国、英国等国家能够让燃煤发电机组短期恢复运行以应对短时超高负荷，是因为这些机组并没有处在关停状态，并且通过容量市场保证这些机组在冷备用期间有足额收益，使其以可再生能源“UPS（不间断电源）”的方式正常经营。欧盟主要国家的做法就是电力系统发电有效容量跟随负荷增长进行投资的典型案例。

  我国由于天然气储量缺乏，国际进口天然气在量价以及安全性方面均不如人意，所以燃煤发电在我国电力系统中的地位就等同于欧美的燃气发电。因此，我国的燃煤发电容量增长跟随的不应是我国电量需求的增长，而应是系统年度最大负荷的增长（即电力需求），这也就解释了为什么在存量煤电电量生产能力能满足2030年需要的情况下，我国还在新增煤电容量，就是为了满足电力系统负荷的增长需求，特别是空调负荷的快速增长需求。今后衡量燃煤机组容量是否过剩的标志并不是利用小时的多少，而是其与系统年度最大负荷的比值是否合理。

  四是装备制造能力过热风险加大。全额保障性消纳不仅带来可再生能源的高速增长，也是装备制造能力高速增长的重要原因，因为全额保障性消纳带来了可再生能源的无风险盈利，间接带来的就是装备制造业的无风险盈利。从国内来看，光伏产业上游扩张规模巨大，并且已经出现了一些过热的苗头，各地配置可再生能源项目强制捆绑产业也加速了乱象发生。2023年年底全行业将形成超过700吉瓦的产能，且仍有新增产能规划，2024年年底行业产能规模预计将达到1000吉瓦，而2023年全球光伏新增装机需求只在350吉瓦至400吉瓦之间。

  诸多研究表明，随着可再生能源比重与日俱增，需要综合考虑可再生能源的消纳成本和消纳效益，电力系统规划中100%消纳可再生能源不一定是最经济的选择。以某风力发电厂年出力占比为例，该电厂全年出力超过70%的概率仅为7%左右，超过70%部分的电量仅占全年发电量的2.7%。为了消纳这2.7%且持续时间并不长的电量需要投入大量的灵活性电源或者新增大量电网投资，这些都不是“免费的午餐”[4]。而可再生能源弃电也并非毫无意义，在欧洲等成熟电力市场中，可再生能源弃电被认为是一种和需求侧响应类似的辅助服务，通过向电网提供“下调”服务从而保障安全。

  在“2020全球能源互联网（亚洲）大会”上，中国工程院院士郭剑波围绕高比例可再生能源电力系统的挑战专题发表演讲，他指出，可再生能源尖峰出力功率大、电量小，保证尖峰出力消纳需要调动巨大的灵活性资源。未来高比例可再生能源电力系统中，保证尖峰出力的全额消纳代价大。2018年8月20日4:00，新疆电网风电可用出力突增至890.5万千瓦（占风电装机容量的46%），持续时间5分钟，累积电量74万千瓦时，仅占全天风电发电量的3.3%。《电网技术》期刊上一篇由国家电网公司调控中心、中国电科院相关专家撰写的学术论文提议，将火电灵活性改造、弃风弃光等成本都纳入环境成本，并基于环境成本计算可再生能源合理利用率。电规总院高雷等人也以新疆2020年的可再生能源消纳为例，从全社会购电成本的角度计算可再生能源合理利用率，并认为适度的弃风弃光有利于降低系统消纳可再生能源的成本，实现全社会成本最小化。

  国家能源局就《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》答记者问时表示，长期以来，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，易引起社会各界的误解。从整个能源系统经济性和全社会用电成本的角度，结合电力系统自身的特性来看，清洁能源消纳存在一个经济合理的消纳率范围，如果片面地追求百分之百消纳，将极大提高系统的备用成本，限制电力系统可承载的可再生能源规模，反而会制约可再生能源发展，因此设定合理的消纳率远优于保证可再生能源百分之百完全消纳。

  03.经济性消纳的基本概念与制度设计

  2023年7月11日，中央深改委会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，强调要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。可再生能源消纳利用是一个涉及电源、电网以及用电负荷的系统性问题，如果说调节资源建设、电网新技术发展构成新型电力系统建设需要的“硬件”部分，那么深化电力体制改革、推进还原电力商品属性，则组成了新型电力系统建设需要的“软件”部分，是衔接系统发展与成本的最佳机制。深化电力体制改革是实现新型电力系统的充要条件，而作为新型电力系统的重要组成部分，包括可再生能源在内的所有电源都应服从经济规律。因此，可再生能源消纳率问题需要放到市场化的背景下进行讨论。经济性消纳就是可再生的系统消纳成本不能高于其在市场中的价值，这是测算合理消纳率的基础。经济性消纳是从全社会综合用能成本的角度出发，确定既满足社会经济和清洁能源发展需求，又满足电力系统经济、安全运行要求的可再生能源合理消纳水平。同时，经济性消纳是国际上主要经济体，特别是电力市场化国家和地区普遍采用的消纳机制。

  （1）科学确定和使用合理消纳率

  首先确定消纳成本的覆盖范围。设计经济性消纳机制初期只需要考虑直接消纳成本，不考虑调节电源的容量电价和电网投资效率下降带来的输配电价上升部分，仅覆盖运行过程中产生的系统成本，也就是浅消纳成本。主要原因是深消纳成本涉及科目较多，相对复杂，并且电源投资和电网投资效率下降数据通常为统计数据，难于实时计算其变化情况，而可再生能源经济消纳机制中，消纳成本和同时段市场价值的比较是即时的数据比较，需要比较后做出继续消纳还是停止消纳的决策，两者在时间上无法对应。

  其次设定经济性消纳的边界条件。建设了现货市场机制的地区和其他地区经济性消纳的机制设计总体思想相同，但是具体操作有所不同。

  对于非现货市场地区，净负荷曲线（负荷侧曲线+外送电曲线-外受电曲线-不可控电源）的谷段是整个系统运行最艰难的时段，也是可再生能源消纳成本最高的时段。此时，调峰的价格就是可再生能源的消纳成本，每出现一度的调峰电量，就可以多消纳一度可再生能源。为保证消纳成本不高于可再生能源的市场交易价格，即调峰市场价格出清达到上限价，应意味着此时消纳成本已经等于或大于可再生能源可能获得的市场交易价格，因此调峰的上限价应当设置为燃煤发电市场交易价的国家限价（目前为1.2倍的基准价）。当调峰市场出清价格达到上限，应允许可再生能源以放弃上网电量的方式获得调峰费用，此时调度机构压低可再生能源出力直至调峰价格低于上限价为止，就是在执行可再生能源经济性消纳。

  对于现货市场实际运行的地区，调峰市场已由电力现货市场替代，由供需形成市场价格，不能简单运用上述办法，需要采用合理设置下限价的方法。由于可再生能源大发会压低现货市场价格，调节机组会通过采购低价可再生能源电量代替自身发电的方式获得调节收益并为可再生能源留出消纳空间，直到价格降低到可再生能源的真实变动成本以下，因此合理的下限价格应当为“可再生能源的平均变动成本-补贴-绿证收益”（即可再生能源实际的真实变动成本，低于此价格可再生能源发电会产生亏损），通常为负值。换言之，出现负电价就意味着这个时段的可再生能源已经供大于求，也可理解为可再生能源自己在支付增量的消纳成本。以山东为例，2023年5月1日20时至2日17时，山东电力实时市场出现了连续21小时的负电价。其实电力市场中出现负电价是非常正常的现象，电力市场限价的目的是为了促进竞争和保护用户，电力现货市场在进行变动成本竞争时，下限价设置为负值的目的是为了实现变动成本为负值的机组电量能够发挥低成本优势优先成交，即“以价换量”。负电价释放了明显信号，“供大于求=威胁系统平衡”，可再生能源在为消纳成本和安全成本付费。所以，出现负电价并不是市场失灵或市场设计出了问题，而是市场机制在发挥促进可再生能源尽可能消纳的作用，接受负电价意味着新能源在为增量发电造成的系统消纳成本买单。当然，也可以高于“可再生能源的平均变动成本-补贴-绿证收益”设置下限价，这种设置就意味着设计者认为市场最大承担的安全和消纳成本的极限时刻更容易达到，比如下限价设置到4分/度，那么调度机构压减可再生能源的价格阈值也相应上升，更早开始进行弃风弃光。这就是市场设计激励相容的原理，可再生能源企业要考虑以价换量、量价均衡的点到底应该设置在哪里。

  最后计算合理消纳率。调度机构根据边界条件（调峰市场达到上限价格时长和现货市场达到下限价格时长），每年用系统进行仿真计算可再生能源的合理消纳量，合理消纳量与可再生能源的预测生产电量比值即为次年的合理消纳率，使用其作为调度的考核指标会更为科学。同时，合理消纳率还具有指导规划作用，当合理消纳率已经降到了影响可再生能源行业平均合理收益的程度，这就说明可再生能源规模已经超过系统承受能力，就需要将可再生能源的发展速度降下来，同时考虑投资具有经济性的调节电源，等到系统又具备条件且市场价格回到合理水平再次推动可再生能源提升发展速度，形成循环促进行业健康发展。

  （2）制定过渡期的配套政策

  经济性消纳不等于牺牲可再生能源利益。对于过渡期应当设置配套政策，监测经济性消纳机制下存量可再生能源的收益水平是否能够达到发电行业平均合理回报率。经济性消纳很可能造成弃风弃光率的上升，在一定时段还可能造成部分可再生能源收益达不到合理收益。IRR（内部收益率，Internalrateofreturn）是指在考虑资金时间价值的情况下，项目投资在未来产生的现金流现值刚好等于投资成本时的收益率，换言之，内部收益率是投资项目最低应达到的收益率。可再生能源也是工业经济的一部分，年收益应该围绕工业平均收益率上下波动。当前，燃煤发电IRR超过10%，很多发电企业才会进行投资，而可再生能源项目达到6.5%就会考虑投资，说明投资可再生能源的风险更小，更易达到盈亏平衡。监测可再生能源在经济性消纳机制下的收益率，并不意味着需要保证每年的收益率，能源项目投资采用全生命周期的回收，市场价格也是周期性波动的，在20年的全生命周期期间市场价格必然会出现波动，所以一时的收益率下降并不需要触发配套政策。某些地区由于规划导致可再生能源发展速度过快，超过系统承受能力或社会经济电价承受能力，地方政府有义务在场外用政府授权差价合约给可再生能源保价，盈亏由工商业用户承担，目的是提高可再生能源合理消纳率以内的度电收益，保证可再生能源能够存续所需要的收益率。

  经济规律与自然规律一样具有客观性，且不以人的意志为转移。规划可再生能源合理消纳率与国家提出的鼓励可再生能源发电并网的保障政策是相辅相成、相互接续的。换言之，加大可再生能源电力消纳工作已经到了服从电力系统的安全、经济、稳定运行约束的阶段。党的二十大报告提出“坚持社会主义市场经济改革方向”“构建高水平社会主义市场经济体制”。贯彻落实党的二十大精神，必须持续推进市场化改革，构建高水平社会主义市场经济体制，进一步激发市场活力和发展动力，所以指令性的全额保障性消纳应该尽快转向基于市场交易的经济性消纳机制。在构建高水平社会主义市场经济体制过程中，应充分考虑系统整体安全性和经济性，可再生能源的发展速度不是越快越好，应受到人民对美好生活向往的前提条件制约，健康、协同的发展才是真的好，需要主管部门按照经济性原则确定消纳范围，研究系统规划方案，以更低成本、在更合理范围内促进可再生能源的消纳利用。