2019年5月10日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（以下簡稱通知），標志著我國強制性可再生能源消納機制的正式建立。通知明確，自2020年1月1日起，全面進行監(jiān)測評價和正式考核。
步入2020年，自中發(fā)〔2015〕9號文《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》發(fā)布至今已近五年，隨著電力體制改革的逐步深入與有序推進，發(fā)用電計劃不斷放開。同時，市場交易機制日趨完善、市場價格機制逐步理順，“基準價+上下浮動”的市場化價格機制啟動，跨省區(qū)特高壓線路輸電價格、區(qū)域電網輸電價格以及全國各?。ㄊ校┹斉潆妰r完成核定并進入第二周期核價，這都為市場主體實現(xiàn)多樣化電力采購建立了平臺基礎。
由于我國電力市場仍然處于非市場化與市場化并行的“雙軌制”階段，非市場化用戶由電網企業(yè)承擔消納責任，而市場化用戶需要自主承擔或委托售電企業(yè)為其承擔消納責任。在市場化比重日益擴大的當下，如何購買可再生能源電力正在成為每一個市場化電力消費主體或委托代理主體需要面對的問題。
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我國可再生能源消納現(xiàn)狀
整體來看，2019年全國用電量超過72200千瓦時，可再生能源電量占總發(fā)電量比重超過27%，已實現(xiàn)了《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020年）》提出的“非化石能源占一次能源消費比重達到15%”的要求。具體到省市，依據(jù)國家能源局發(fā)布的《2018年度全國可再生能源電力發(fā)展監(jiān)測評價報告》，全國各省市自治區(qū)2018年度可再生能源消納量與最低消納責任的比較如圖1、圖2所示（京津冀作為統(tǒng)一考核主體，西藏暫不做考核）。
圖1 2018年可再生能源消納量與最低消納責任
圖2 2018年非水可再生能源消納量與最低消納責任
可以看出，在分別考察可再生能源消納和非水可再生能源消納的情況下，大部分省份都能分別滿足要求，但也有小部分省份僅能達到單一消納責任的考核標準。同時，出現(xiàn)了部分可再生能源大省沒有實現(xiàn)最低消納責任的情況。除考慮各省差異化的電源構成和電網聯(lián)絡架構外，電力跨區(qū)外送以及本區(qū)域內電力消費增長也是主要原因。
以山東省和內蒙古為例。
據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)，山東省2017年和2018年全省電量平衡構成如圖3所示。分析發(fā)現(xiàn)，山東電源結構以火力發(fā)電為主，可再生能源占比較低。除與華北網依靠省間聯(lián)絡線相連，山東還是多條特高壓線路的受端，如圖4所示。2018年，山東全社會用電量增速達到8.96%，凈外受電量同比增長22%，域內可再生能源發(fā)電量比例增速達到39%，可再生能源電力消納583.6億千瓦時，其中域外可再生能源購買量超過90億千瓦時。可見，除進一步發(fā)掘本省可再生資源稟賦外，履行可再生能源消納責任仍需要可再生能源大省的外送支持。
據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)，內蒙古2017年和2018年全省電量平衡構成如圖5所示。分析發(fā)現(xiàn)，內蒙古電源結構以火力發(fā)電為主，電力外送量占總發(fā)電量比重超過30%。2018年，內蒙古全社會用電量增速達到15.95%，凈外送電量同比降低8%，可再生能源電力增速達到17%。但是內蒙古非水可再生消納量并沒有達到要求。可見，隨著產業(yè)轉移的加速和西部地區(qū)終端用能電氣化率的提高，廉價電力為本省經濟社會發(fā)展服務，特別是優(yōu)質可再生資源電力服務本省的訴求正在凸顯，這在可再生能源消納責任機制啟動后將愈加明顯。
圖3 山東省全省電量平衡構成
圖4 山東特高壓線路連接示意圖
圖5 內蒙古全省電量平衡構成
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市場化主體采購可再生能源的現(xiàn)狀
通知中明確規(guī)定，“承擔消納責任的第一類市場主體為各類直接向電力用戶供/售電的電網企業(yè)、獨立售電公司、擁有配電網運營權的售電公司（簡稱“配售電公司”，包括增量配電項目公司）；第二類市場主體為通過電力批發(fā)市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業(yè)”。根據(jù)中發(fā)9號文的有關規(guī)定，市場化電力用戶適用于除電網企業(yè)以外的所有市場主體。
近年來，隨著分布式發(fā)電技術的發(fā)展以及相關政策的支持，電力用戶自主安裝或由售電企業(yè)代為安裝分布式發(fā)電設備的解決方案愈發(fā)普及。以東部某典型大型商業(yè)綜合體為例，年均用電量水平在2000萬千瓦時，參與電力市場化交易。受限于地理位置與空間布局，通常選擇裝設分布式光伏設備，且裝機容量一般在1-2MWp，年均發(fā)電量約在130-260萬千瓦時，則其平均可再生能源消納比例為6.5%-13%。對于大部分東部區(qū)域而言，該類主體可以自主完成消納責任甚至向其他市場主體銷售超額消納量。
可是，受限于多方面的物理約束或經濟因素，更多的市場主體并不能通過安裝自發(fā)自用分布式發(fā)電設備來完成消納責任。隨著發(fā)用電計劃的進一步放開，特別是經營性用電全面進入市場交易，參與市場化交易的主體原則上無法要求電網企業(yè)來承擔可再生能源消納責任，自行通過電力市場購買可再生能源電力或委托售電企業(yè)承擔仍然是完成責任的主要方式。然而，各省的電源構成和網架結構致使實施的市場交易政策不盡相同，市場化主體購買可再生能源的意愿存在差異化的落實形式。
以山西省和四川省為例：
作為傳統(tǒng)外送和煤電大省，近年來隨著電源結構的持續(xù)轉型，可再生能源發(fā)電比例逐年增加，如圖6所示。自2019年起，山西電力交易中允許參與市場化交易的用戶或售電公司選擇與可再生能源企業(yè)直接簽署中長期采購協(xié)議，對于可能的欠發(fā)部分由可再生能源企業(yè)進行合同轉讓交易予以實現(xiàn)。
圖6 山西2017、2018、2019年發(fā)電量占比
作為水電大省，近年來以保證火電作為系統(tǒng)備用容量以及枯水期主力電源為前提，通過不斷完善交易規(guī)則，在不斷降低棄水率的基礎上，實現(xiàn)區(qū)內多品類電源的協(xié)同發(fā)展，如圖7。針對售電側，采取市場化用戶交易電量的70%與水電企業(yè)進行市場化交易，交易電量的30%由交易中心統(tǒng)一配比火電電量。同時，對于有訴求的電力用戶和售電企業(yè)，允許將配給火電電量與非水可再生能源進行轉讓，轉讓比重為35%，從而滿足部分用戶“100%RE”的訴求。
圖7 四川2017、2018、2019年發(fā)電量占比
然而，在多數(shù)電力交易市場中，特別是如廣東、江蘇、浙江等一類用電負荷較高的省份和區(qū)域，受限于火電占比較高、電力供需造成的省間跨區(qū)通道緊張以及電力系統(tǒng)安全運行等多因素約束，盡管能源主管部門已出臺相關支持可再生能源電力交易的政策，但從實施層面，無論是分布式“隔墻售電”還是集中式直接交易，售電公司或電力大用戶通過市場化交易直接采購可再生能源電力依然存在困難，可再生能源消納仍然以電網公司的“網對網”采購交易來實現(xiàn)。
2017年1月國家發(fā)改委、財政部、能源局三部委聯(lián)合發(fā)布了《關于試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購交易制度的通知(發(fā)改能源[2017]132號)》，標志著我國綠色電力證書制度正式試行。通過購買綠色證書建立唯一、可追溯的可再生能源購買憑證也是電力用戶的一個主要形式。中國綠色電力證書交易平臺顯示，截止2020年2月13日，已有2170名認購者自愿購買了36439個綠色證書。在強制性可再生能源消納機制建立的當下，綠色電力購買的訴求將會進一步增加。
盡管建立了明確的可再生能源購買憑證，仍應看到綠色證書是一種建立在我國電價體系外的補充手段，其設立的宗旨既包含促進可再生能源行業(yè)的健康發(fā)展，也是為了調整現(xiàn)行新能源電價體制的不適應性。目前，業(yè)界對于購買綠色證書履行消納責任存在兩個爭論的焦點：
（一） 現(xiàn)有電價體系中已固定征收了可再生能源基金附加，再次購買綠色證書完成消納責任可能造成終端用戶成本增加。
（二） 綠色證書的生成機制是依靠已結算的可再生能源電站上網電量，即已完成消納電量。如果購買的綠色證書可用于履行消納責任，可能存在消納量的重復計量。
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市場化主體履行消納責任的途徑
針對2020年面臨的可再生能源消納責任，實施路徑應從以下四個方面考慮：
（一）采購可再生電力的成本
可再生能源電力市場化采購并不僅僅是一個結算關系的改變。我國電力市場建設初期以中長期起步，其中長期合約并不約定嚴格意義的時標信號與電力負荷曲線，采購可再生電力僅需考慮發(fā)電側報價以及中間輸配費用即可。隨著市場逐步成熟，特別是現(xiàn)貨試點省份完成試運行和發(fā)改運行[2019]1982號對中長期合約進行規(guī)范化管理，無法按照約定的時標、電力交付電力將意味著違約，面臨經濟性懲罰。
近年來可再生能源技術快速發(fā)展，同時輔助以電化學儲能等技術，可再生能源機組功率預測水平和機組靈活性大幅提高。但是從各區(qū)域輔助服務費用占比情況來看，可再生能源機組支付的比例逐步提高，個別地區(qū)甚至達到了100元/兆瓦時。國家能源局關于《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》的征求意見稿中明確提出，市場化用戶價格包含了輔助服務價格。可以預見，可再生能源電力采購將不再是一個單純的電量指標交易，而違約所產生的相關成本必然由終端用戶予以直接承擔。
（二）電網企業(yè)的組織
目前，我國電力市場仍然是按照“雙軌制”運行，交易周期主要為中長期年度、月度交易，現(xiàn)貨市場仍局限于部分省份的試運行?？稍偕茉措娏灰壮齻€別區(qū)域外，仍以電網企業(yè)全額收購。分析全國主要電力市場2020年的電力市場化交易方案，并未針對可再生能源電力交易做出專門的調整。因此，在大部分省份2020年度交易已完成的前提下，目前年度合約如何與可再生履約責任配合實施難以脫離電網企業(yè)的協(xié)同。
按照通知的規(guī)定，“電網企業(yè)承擔經營區(qū)消納責任權重實施的組織責任”。建議針對條件成熟的區(qū)域，根據(jù)消納責任機制的有關要求，調整相關交易規(guī)則，允許或進一步放開市場化電力用戶與域內或域外可再生能源機組開展直接交易；針對條件尚不成熟的區(qū)域，建議采取電網企業(yè)統(tǒng)一代理全網用戶向區(qū)域內或區(qū)域外的可再生能源機組采購電力，并按照用電規(guī)模等比例分配完成。
（三）分布式可再生電力交易的推進
可再生能源的發(fā)電特性決定了就近消納從經濟性以及對電網安全性影響上看均優(yōu)于大規(guī)模長距離輸運。發(fā)改能源[2017]1901號文、發(fā)改辦能源[2019]594號的發(fā)布，標志著分布式可再生能源市場化交易正式啟動，相關省份也陸續(xù)出臺了配套政策。目前相關政策僅明確了交易體系的整體框架結構，對如電網備用成本如何收取、分布式可再生電源波動性成本如何量化、與傳統(tǒng)市場化交易如何銜接等問題依然沒有明確。應盡快以試點為依托，出臺相關政策措施，進一步理順交易和價格機制，逐步在全國電力市場中推開。
（四）超額消納交易量和綠證的交易
超額消納量和綠色證書的交易機制是可再生能源消納責任體系中的重要組成部分，其為受物理約束的主體完成強制性消納責任提供了補救措施。目前的通知僅僅建立了一個基本的框架體系，并沒有出臺具體的交易細則。特別對于綠證交易來說，現(xiàn)行政策并不允許二次轉讓且與補貼強關聯(lián)，市場主體交易意愿受到較大影響，應有序推進相關交易制度的建設，避免價格大幅波動，防止可再生能源企業(yè)收益大幅降低或市場責任主體用電成本大幅增加。
（作者供職于北京融和晟源售電有限公司）
