“十四五”是我國加快能源綠色低碳轉型、落實(shí)應對氣候變化國家自主貢獻目標的攻堅期，我國新能源進(jìn)入全新的發(fā)展階段，基地化、集群化、一體化開(kāi)發(fā)模式，聚焦與融合，多元賦能，勢必加速能源結構調整，為新能源發(fā)展提供更大空間。而新能源高質(zhì)量發(fā)展道路上的“攔路虎”——消納問(wèn)題，自然成為重點(diǎn)攻堅對象。
我國新能源電力消納現狀
新能源裝機及消納情況
“十四五”開(kāi)局之年，在“雙碳”目標的引領(lǐng)下，2021年，我國新能源發(fā)展邁上新臺階，裝機規模突破10億千瓦，達到10.63億千瓦，占總發(fā)電裝機容量的44.8%。其中，風(fēng)電裝機3.28億千瓦，光伏發(fā)電裝機3.06億千瓦，分別占總裝機容量的13.8%和12.9%。海上風(fēng)電新增并網(wǎng)裝機更是創(chuàng )歷年新高，新增并網(wǎng)1690萬(wàn)千瓦，累計裝機規模達到2638萬(wàn)千瓦，躍居世界第一。
受2020年風(fēng)電、光伏“搶裝潮”影響，風(fēng)電、光伏發(fā)電集中并網(wǎng)，2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電量大幅提升，全年累計發(fā)電量9785億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)35%，占全社會(huì )用電量的比重首次突破10%，達到11.7%，同比提升2個(gè)百分點(diǎn)。2021年全年，全國棄風(fēng)電量206.1億千瓦時(shí)，風(fēng)電利用率96.9%，同比提升0.4個(gè)百分點(diǎn)；棄光電量67.8億千瓦時(shí)，光伏發(fā)電利用率97.9%，與去年基本持平。
新能源爆發(fā)式增長(cháng)與用電需求增長(cháng)放緩矛盾突出。2017~2021年，近五年全國全社會(huì )用電量年均增長(cháng)6.6%，同期電源裝機年均增長(cháng)7.46%，風(fēng)電裝機年均增長(cháng)高達17.62%，而光伏裝機年均增長(cháng)高達33%，新增用電市場(chǎng)難以支撐各類(lèi)電源，特別是新能源電力的快速增長(cháng)。
當前新能源消納主要政策
近年來(lái)，國家有關(guān)部門(mén)密集出臺相關(guān)的政策，從可再生能源消納機制的建立，到能耗“雙控”制度逐步完善，從全國碳交易市場(chǎng)啟動(dòng)，到綠色電力交易試點(diǎn)工作方案的發(fā)布，行政和市場(chǎng)雙管齊下，有形與無(wú)形之手，都在為促進(jìn)我國新能源高質(zhì)量發(fā)展，解決補貼退出后的市場(chǎng)激勵問(wèn)題，引導全社會(huì )積極參與綠色低碳轉型而努力。
2019年5月可再生能源電力消納保障機制（俗稱(chēng)“配額制”）出臺，按省級行政區域對電力消費規定應達到的可再生能源電量比重，包括可再生能源電力總量消納責任權重和非水電可再生能源電力消納責任權重。旨在通過(guò)電源消納結構調整引導行業(yè)發(fā)展，標志著(zhù)能源低碳轉型發(fā)展長(cháng)效機制的建立，各市場(chǎng)主體通過(guò)實(shí)際消納可再生能源電量、購買(mǎi)其他市場(chǎng)主體超額消納量、認購綠證等三種方式完成消納責任。但是要真正落實(shí)可再生能源消納責任，需要科學(xué)確定消納責任權重，發(fā)揮目標導向作用，建立有效的監管機制，同時(shí)完善綠色電力證書(shū)交易。
自2017年起，我國開(kāi)始實(shí)行綠色電力證書(shū)(簡(jiǎn)稱(chēng)“綠證”)自愿認購，主要目的是減輕新能源補貼壓力和引導綠色電力消費觀(guān)，促進(jìn)清潔能源利用。目前，補貼目錄內的陸上風(fēng)電和集中式光伏以及平價(jià)項目可向國家可再生能源信息管理中心申請核發(fā)綠證，取得綠證后，發(fā)電企業(yè)可以將綠證賣(mài)給有需求的消費者，消費者自愿認購。認購綠證越多，代表使用綠電越多，但由于綠證交易機制下，綠電和綠證“證-電”分離，并不能代表消費者實(shí)際消納了對應的綠電。由于實(shí)行取代補貼的政策，補貼新能源項目的綠證價(jià)格往往偏高，認購率很低。2021年全面實(shí)行配額制下的綠證交易，平價(jià)新能源項目綠證進(jìn)場(chǎng)交易，綠證價(jià)格大幅下降，線(xiàn)上掛牌價(jià)格一般為50元/兆瓦時(shí)，線(xiàn)下大宗交易價(jià)格多在20～50元/兆瓦時(shí)，由于缺少配額制的有效加持，綠證的剛性需求不足以及對綠證的認可度不高等原因，綠證交易始終“低溫運行”,未發(fā)揮其應有的作用。目前國內綠證市場(chǎng)仍是自愿市場(chǎng)，消費綠證或綠電均是企業(yè)的自主行為，綠證購買(mǎi)者主要是外資企業(yè)、出口加工企業(yè)等。
所謂綠電交易，特指綠色電力的中長(cháng)期交易，即用電企業(yè)直接從光伏、風(fēng)電等新能源發(fā)電企業(yè)購買(mǎi)綠色電能并獲得相應的綠色電力消費認證。在綠電交易中，綠色電力消費憑證直接向終端用戶(hù)頒發(fā)，實(shí)現了綠電消費和綠證的統一。
綠電交易面臨的困難
政策與機制方面，綠電交易與其他政策和市場(chǎng)機制的銜接不暢。近年來(lái)，圍繞我國能源綠色低碳轉型，配額制、碳交易、綠證交易等相關(guān)政策和市場(chǎng)機制應運而生，相互交織影響，政策的落地以及作用的發(fā)揮不可能完全按照理論實(shí)現，需要經(jīng)歷復雜而曲折的過(guò)程。當前我國電力供需以省內平衡和就地消納為主，缺乏促進(jìn)清潔能源跨區跨省消納的強有力政策、合理的電價(jià)和輔助服務(wù)等必要的補償機制，省間壁壘突出，跨區跨省調節電力供需難度大。綠電交易是連接綠證市場(chǎng)和碳交易市場(chǎng)的“粘合劑”，為實(shí)現“電-碳”兩個(gè)市場(chǎng)聯(lián)動(dòng)發(fā)揮著(zhù)重要作用。當前我國綠證交易、綠電交易和碳交易因“促進(jìn)綠色低碳發(fā)展”的共同目標而生，在運行機制上卻出現“本是同根生，相煎何太急”的沖突。一是綠電市場(chǎng)與碳交易市場(chǎng)可能存在著(zhù)重復支付環(huán)境費用的缺陷，統一的“電-碳”市場(chǎng)計算標準尚未形成，造成“電-碳”市場(chǎng)缺乏有效銜接；二是綠電市場(chǎng)和綠證市場(chǎng)對于“證-電”合一與分離存在明顯分歧?！毒G色電力試點(diǎn)方案》采取“證電合一”的方式，只針對能夠參與綠電交易的風(fēng)、光發(fā)電量，對于沒(méi)有參加綠電交易的，還是證電分離的，這種差異就導致兩個(gè)市場(chǎng)機制證電關(guān)系紊亂。
據悉，自去年9月綠電交易試點(diǎn)啟動(dòng)后，只有廣東、河北、山東、浙江、江蘇等省份開(kāi)展一些綠電交易，但綠證在國家可再生能源信息管理中心與電力交易中心之間的核發(fā)劃轉通道卻遲遲未能打通。
技術(shù)與市場(chǎng)方面，我國電力規劃發(fā)展存在網(wǎng)源不協(xié)調、能源生產(chǎn)與消費中心逆向分布、缺乏靈活調節電源系統調節能力不充足等問(wèn)題,加之區域壁壘和地方保護阻礙，導致跨區域綠電交易實(shí)際困難重重。風(fēng)電裝機集中的“三北”地區，遠離負荷中心，難以就地消納，其他新能源富集的大型能源基地，都不同程度存在與開(kāi)發(fā)配套的電網(wǎng)送出項目規劃、核準相對滯后，跨省跨區通道能力不足等問(wèn)題。同時(shí)新能源發(fā)電具有間歇性、波動(dòng)性等特征，對電力系統調峰能力提出很高要求，而目前系統缺乏靈活調節電源，調峰能力不足。多重因素作用下，出現綠電富集高供給的“三北”等地區綠電“滯銷(xiāo)”，綠電高需求的東部發(fā)達地區綠電“脫銷(xiāo)”，進(jìn)而造成綠電市場(chǎng)化定價(jià)機制的失靈。
消費與理念方面，目前我國能源消費模式向綠色低碳轉型的意識還亟待增強，傳統用能習慣需要進(jìn)一步改變。和很多發(fā)達國家相比，我國的綠電交易還處于自愿交易市場(chǎng)，沒(méi)有實(shí)現配額強制交易與自愿交易的融合，這就使得許多企業(yè)對于綠電的需求并不迫切，降低了綠電交易市場(chǎng)需求端的活力。我國綠電交易的消費者主要是那些已提出100%綠色電力生產(chǎn)目標的企業(yè)和自覺(jué)減碳以幫助產(chǎn)品獲取更大國際競爭力的企業(yè)，而這些企業(yè)往往僅局限于大型的跨國企業(yè)集團或者有強烈出口需求的企業(yè)，綠電對于龐大的國內企業(yè)缺乏吸引力。
關(guān)于綠電交易促消納的思考
完善新能源領(lǐng)域政策體系，統籌謀劃協(xié)同推進(jìn)，實(shí)現體制機制有效銜接。作為碳達峰碳中和“1＋N”政策體系中能源領(lǐng)域發(fā)布的綜合性政策文件，《關(guān)于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見(jiàn)》提到要在“十四五”時(shí)期，基本建立推進(jìn)能源綠色低碳發(fā)展的制度框架，形成比較完善的政策、標準、市場(chǎng)和監管體系，構建以能耗“雙控”和非化石能源目標制度為引領(lǐng)的能源綠色低碳轉型推進(jìn)機制?？稍偕茉措娏ο{保障機制于2020年正式實(shí)施，但在實(shí)際運行中，存在各省份消納責任權重指標寬松，分解落實(shí)不夠，對市場(chǎng)主體考核剛性不足，監管機制有待完善等問(wèn)題，實(shí)際執行也以省間超額消納量交易為主，對綠證，甚至綠電需求的有效推動(dòng)作用甚微。應增強可再生能源電力消納責任權重的引導作用，強化綠電、綠證與可再生能源電力消納保障機制的有效銜接，建立綠電（證）消費強制市場(chǎng)，形成“配額制+綠證”機制，通過(guò)科學(xué)合理地分解消納責任權重，調整超額消納量交易范圍，可以將其交易限制在省間交易，用于實(shí)現省與省間的消納平衡，積極擴大可再生能源電力的輸送消納區域，通過(guò)綠證市場(chǎng)，發(fā)揮不同地區間資源互補和跨時(shí)空調劑的作用，助力配額制順利實(shí)施，實(shí)現新能源的全局優(yōu)化發(fā)展。
加快構建新型電力系統，促進(jìn)新能源與常規電源協(xié)調發(fā)展，為新能源消納提供有力支撐。今年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《“十四五”現代能源體系規劃》，就加快能源結構綠色低碳轉型，提出2025年非化石能源消費比重達到20%的目標，“十四五”時(shí)期重點(diǎn)加快發(fā)展風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電，推動(dòng)構建新型電力系統，促進(jìn)新能源占比逐漸提高。加大力度規劃建設以大型風(fēng)電光伏基地為基礎、以其周邊清潔高效先進(jìn)節能的煤電為支撐、以穩定安全可靠的特高壓輸變電線(xiàn)路為載體的新能源供給消納體系。強調優(yōu)化能源輸送格局，統籌布局新增電力流，充分挖掘存量通道的輸送潛力，到2025年，“西電東送”能力達到3.6億千瓦以上。要求新建輸電通道可再生能源電量比例原則上不低于50%。隨著(zhù)規劃的實(shí)施，重點(diǎn)圍繞“風(fēng)光水（儲）”“風(fēng)光火（儲）”等多能互補的清潔能源基地建設，加快以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點(diǎn)的大型風(fēng)電光伏基地項目建設。按照《“十四五”新型儲能發(fā)展實(shí)施方案》，儲能發(fā)展的相關(guān)體制機制將進(jìn)一步理順，推動(dòng)新型儲能在電源側、電網(wǎng)側、用戶(hù)側發(fā)揮促進(jìn)新能源消納的作用。
加快推進(jìn)全國統一電力市場(chǎng)體系建設，完善交易機制形成市場(chǎng)合力。為打破省間電力交易壁壘，實(shí)現電力資源在更大范圍內優(yōu)化配置，提升電力系統穩定性和靈活性，國家發(fā)展改革委、能源局出臺了《關(guān)于加快建設全國統一電力市場(chǎng)體系的指導意見(jiàn)》，建設全國統一電力市場(chǎng)成為構建新型電力系統和實(shí)現“雙碳”目標的重要抓手。加強電力市場(chǎng)建設與優(yōu)發(fā)優(yōu)購制度、可再生能源法、消納責任權重、安全保供支撐電源等相關(guān)政策的統籌協(xié)調，推動(dòng)新能源參與市場(chǎng)，明確新能源市場(chǎng)地位及應承擔的責任等。未來(lái)隨著(zhù)新能源裝機進(jìn)一步提升，需建立合理的市場(chǎng)機制，統籌電力市場(chǎng)、碳市場(chǎng)協(xié)同發(fā)展。尤其在價(jià)格方面，建立健全“電-碳”市場(chǎng)價(jià)格聯(lián)動(dòng)機制，市場(chǎng)機制與配套政策協(xié)同推動(dòng)，促進(jìn)新能源消納。
