今年3月，国家发改委和能源局联合印发了《省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲的通知》，规定了省级行政区域内承担可再生能源电力消纳责任的市场主体，对消纳责任的履行、考核、任务分工等内容也做了详细说明，为各省制定可再生能源电力消纳方案提供了参考，标志着我国可再生能源消纳机制将进入落地执行阶段。本文对我国可再生能源电力消纳机制出台的背景以及消纳机制的特点进行分析，并从面临挑战的角度，针对如何完善消纳机制提出相关建议。
一、消纳机制出台的背景
近年来，在能源革命战略的指引下，我国可再生能源保持快速发展态势。截至2019年底，全国可再生能源发电装机达7.94亿千瓦，年发电量达2.04万亿千瓦时，两项指标近五年的平均增速分别为13.1%和11.2%。为促进可再生能源消纳，国家出台了一系列措施，弃电率逐步下降。2019年全国可再生能源弃电量约515亿千瓦时，比上年下降约395亿千瓦时，“三弃”(弃风、弃光、弃水)现象虽有所好转，但依然相当于舍弃了超过1/2个三峡电站的发电量(2019年三峡电站发电量为968.8亿千瓦时)，仍有相当大的提升空间，且随着可再生能源渗透率的提高，消纳压力将进一步凸显。随着未来几年风电、光伏平价上网的推广和补贴的退出，如何从机制上保证可再生能源发电长期稳定发展也面临挑战。
为解决可再生能源发展面临的问题，2019年5月，国家发改委印发《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》)，明确了按照“规划导向，分区设定”的原则来确定各省可再生能源电力消纳责任权重，即可再生能源电量占全社会用电量的比重，并且根据重大可再生能源项目和输电通道建设情况按年度动态调整。省级能源主管部门按照“区域统筹，保障落实”的原则，将所需消纳的可再生能源电量分解至区域内的售电公司和电力用户，并监督考核其完成情况。今年3月印发的《省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲的通知》(以下简称《大纲》)进一步明确了管理机制和任务分工，并为省级能源主管部门编制本地区的具体保障实施方案提供了参考模板。《通知》明确了可再生能源电力消纳保障机制的整体思路，《大纲》进一步对保障机制的落地实施和各省的大纲编制提供了参考，两者一脉相承，共同建立了促进可再生能源消纳的长效机制，有利于调动全社会力量共同推动可再生能源的开发与利用。
二、可再生能源电力消纳保障机制分析
《通知》和《大纲》共同确立的可再生能源电力消纳保障机制可以从市场主体的划分、消纳责任权重的分配、消纳责任的履行方式以及可再生能源电力消纳的组织四个方面来分析。
从承担可再生能源电力消纳责任的市场主体来看，可以分为两类。第一类市场主体包含省级电网企业、省属地方电网企业、各类直接向电力用户供(售)电的企业、独立售电公司以及拥有配电网运营权的售电公司。无论是电网企业，还是售电企业，都是承担一个批发转零售的角色，并不直接消耗电力。但是接受电网企业和售电企业供(售)电服务的电力零售用户并没有能力选择自己所用电量的电源构成，所以由第一类市场主体作为代理通过购买可再生能源电力来完成消纳责任。第二类市场主体包含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，这类市场主体有能力自己选择用电来源，从而可以主动地完成消纳责任。按照如此划分，既考虑了我国当前电力体制的实际情况，同时也实现了由全社会电力用户共同承担可再生能源电力消纳的效果，体现了消纳机制的公平性。
从可再生能源电力消纳责任权重分配来看，可以分为两个指标和两个层次。两个指标是指“总量消纳责任权重”和“非水电消纳责任权重”两个指标，主要是考虑到水电受年份来水量影响波动较大，避免对风电、光伏等非水可再生能源电力消纳造成影响。两个层次是指首先在省级行政区域这个层次确定消纳责任权重，然后在区域内各个市场主体之间进行分配。省级行政区域消纳责任权重主要是根据区域内生产的可再生能源电力、区域外可再生能源电力净输入量，以及全社会总用电量的预测值来确定当年应达到的可再生能源电量比重，然后再根据各市场主体的实际售电量或用电量进行分配。从《大纲》给出的方案编制模板来看，各省可以对电网企业、售电企业、通过电力市场购电的用户以及拥有自备电厂的企业制定不同的消纳责任权重。因为不同市场主体购买可再生能源电力的能力有所不同，例如电网企业由于承担着全额收购可再生能源保障性年利用小时数内发电量的责任，而通过市场化购电的用电企业只能购买可再生能源保障性收购电量以外的市场交易电量，有可能导致不同市场主体承担不同的消纳责任权重。当然，实际情况还需各省级能源主管部门结合自身特点在本省的实施方案中加以明确。
从市场主体完成可再生能源电力消纳量的途径来看，可以分为两种方式。第一种为直接消费电力的方式，是主要方式，包括直接购买可再生能源电力和自发自用可再生能源电力，按照实际交易结算电量和自发自用电量计入市场主体的消纳量。第二种为间接购买等价物的方式，是补充方式，包括购买其他市场主体的超额消纳量和购买可再生能源发电企业的绿证，交易后的超额消纳量或绿证对应的电量计入购买方的消纳量。与绿证交易的衔接是此次可再生能源消纳保障机制的一大亮点。虽然早在2017年国家就出台了绿证交易制度，但是由于此前一直是自愿购买，并没有与可再生能源消纳进行约束性挂钩，根据绿证认购平台上的数据计算，目前绿证的交易量仅占核发量的0.14%，远未形成规模化的绿证交易市场。此次消纳保障机制中明确市场主体可以通过购买绿证来抵消未能完成的可再生能源电力消纳量。同时，根据《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，自2021年1月1日起，可再生能源发电企业将全面通过绿证交易获得收入替代财政补贴。以绿证为纽带将可再生能源电力约束性消纳与可再生能源发电补贴联系起来，有望激发绿证交易市场，帮助可再生能源发电企业回流资金，并减轻中央财政补贴的压力。值得注意的是，由于购买绿证和购买其他市场主体的超额消纳量是两种可互相替代的方式，因此从长期来看超额消纳量和绿证两者的交易价格会实现一种动态平衡。而且随着非水可再生能源发电成本的逐步下降，绿证价格也将逐步走低，市场主体通过补充方式完成消纳责任权重的成本长期来看将呈下降趋势。
从可再生能源电力消纳的组织来看，主要涉及能源主管部门、交易机构、企业三类机构。国务院能源主管部门负责确定并考核省级行政区域的消纳责任权重，省级能源主管部门负责本行政区内市场主体消纳责任权重的分配、考核以及对可再生能源消纳保障机制的落实进行监督。电力交易机构负责组织可再生能源电力的交易以及超额消纳量的交易，绿证交易机构则负责组织绿证的交易。除电网企业外的售电企业、用电企业等作为承担消纳责任的市场主体，负责在交易机构按照规定注册账户并履行消纳责任。而电网企业除了履行消纳责任外，还承担着组织经营区内市场主体完成消纳责任权重的任务。这里的组织任务包括了对经营区内承担消纳责任权重的市场主体的用(售)电量进行准确计量和上报，以及对于全额保障性收购的可再生能源电量，扣除非经营性用户用电和非市场化用电量对应的消纳责任后，剩余部分在经营区内市场主体之间进行分配等工作。
三、面临的挑战及相关建议
《通知》和《大纲》的出台，明确了政府、交易机构、电网企业、售电公司以及电力用户在可再生能源电力消纳中的具体责任，有望形成全社会共同参与的可再生能源电力消纳氛围，提高我国可再生能源电力消纳水平，有力推动我国能源结构转型。但是相关机制在落实过程中仍面临一些挑战，建议：
一是进一步明确可再生能源电力消纳与绿证交易的衔接机制。目前仍有大量跨年度的存量绿证尚未交易，而可再生能源电力消纳责任权重是按年度考核的，市场主体能否交易跨年度的绿证来抵消当年的消纳量尚未明确。此外，目前不同省份、不同类型可再生能源发电企业的绿证价格存在较大差异，有些低至129元，有些高达873元，未来承担消纳责任权重的市场主体如何购买绿证，采用双边交易还是集中竞价交易等问题也需进一步明确。相关机制设计过程中如何确保绿证价格处于一个合理区间，平衡好可再生能源发电企业和消纳责任主体之间的利益，还需要相关机构加强研究。
二是进一步加强灵活性资源和配套电网的统筹规划。省级行政区域消纳责任权重的确定与本区域内的可再生能源发电量以及输送通道的能力密切相关，各省在大力开发可再生能源项目的同时，应协调好好配套电网送出工程的建设。此外，应充分重视系统灵活资源的重要性，通过火电机组灵活性改造、增加燃气电站等方式，共同提升本地区的可再生能源消纳能力。
三是进一步丰富电力交易品种、完善电力市场建设。除了少部分具有自发自用能力的电力用户外，市场主体完成消纳任务的主要手段就是通过电力市场购入可再生能源电力。但是，目前在部分省级电力交易市场中，考虑到火电占比较高、系统安全运行压力等多方面因素，售电公司或经营性电力用户尚无法通过市场化手段直接购买可再生能源电力。尽管目前的消纳机制中，电网企业可以将剩余的保障性收购可再生能源电量无偿分配给其他市场主体。但从长远考虑，应逐步完善电力市场交易机制，丰富交易品种，发挥消费端市场主体的消纳能力，利用市场化手段提高可再生能源利用率。
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