绿电消纳新政攻垒

文 | 本刊记者 李帅

历经漫长博弈，中国可再生能源电力消纳市场与存量利益间的暗战，似乎终于等来了破局性的顶层决策。

5月10日，国家发改委、国家能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号，以下简称“807号文”），这一纸文件背后，是国内电力能源消费利益方十年来对峙抗衡的缩影。

“807号文”确定了各省级区域的可再生能源电量在电力消费中的占比目标，即可再生能源电力消纳责任权重，明确了政府部门、电网企业、各类市场主体的责任。

在实施路径上，各省级能源主管部门作为牵头承担者落实责任，售电企业和电力用户则协同承担消纳责任，电网企业承担经营区消纳责任权重实施的组织责任。

“正式颁布后，目前没有收到颠覆性的反馈意见。”正式文件发布后，国家发改委能源研究所、可再生能源发展中心副主任陶冶接受《能源》采访时长舒一口气。

作为可再生能源电力配额政策的直接参与者，陶冶说，在过去一年的三次征求意见稿中，每次收到的反馈意见汇总都超过300页。

相比去年3月国家能源局下发的“配额制”意见稿，“807号文”的矛头直指可再生能源电力的消纳旧疾。尽管近年弃水、弃风、弃光问题得到很大缓解，但消纳问题仍然没有根本的解决办法。

按照文件规划，到2020年和2030年，国内非化石能源实现分别占一次能源消费比重15%和20%的目标。

公开数据显示，2018年，我国非化石能源消费占一次能源消费比重为14.3%，实现2020年的发展目标并非难事。但是从中长期来看，要实现2030年非化石能源实现分别占一次能源消费比重20%的阶段目标仍充满挑战。

“可再生能源电力配额制研究延续十多年仍然在不断地调整和发展有三方面的原因。一是目前可再生能源发展开始从有补贴向无补贴过渡，需要一个更高层次的政策顶层设计；二是解决消纳问题仍然是可再生能源发展的核心，如何通过约束性要求增加消费者的购买意愿来解决消纳问题非常关键；三是配额制政策的出台是法律要求，更是行业内部的自身要求。”陶冶说。

即便国家层面对可再生能源的消纳的沉疴祭出新政，但外界对现实困境仍旧疑虑重重，各省间的可再生能源电力消纳壁垒能否有效破除？围绕这一文件大纲，后续的政策如何完善？行政实施与现行电力规划、运行和体制机制的深层次矛盾如何化解等依然等待着主管部门，以及各利益方的答案。

考核难题

在可再生能源电力的制度设计框架里，考核始终是平衡各方利益间的核心焦点，十年间，从地方政府到发电企业，再从发电企业到电力用户，政策设计者不断尝试，被考核的主体也相继变化，但推进过程仍旧阻力重重。

广义上说，配额制是对有限资源的一种管理和分配手段，是对供需不等或者各方不同利益的平衡。但可再生能源电力配额是指国家根据全国可再生能源开发利用中长期总量目标、能源发展战略及规划，对各省级行政区域内的电力消费规定最低可再生能源比重指标。

2009年，可再生能源法第二次修订，对可再生能源占比或者总量目标提出了配额的约束性要求，可再生能源法也为配额政策提供了必要的法理要求和依据。

2014年，配额开始进入官方研究视野，以配额文件的形式发布征求意见稿。该版文件把省级人民政府作为考核义务主体，要求政府承担可再生能源消纳责任，并与政绩考核相挂钩。

然而，2015年，电改9号文发布，市场化改革拉开大幕，而以地方政府作为考核主体的配额制最终没能迈出国务院大门，最终黯然落幕。

事实上，配额政策不仅仅受到来自地方政府的阻力，在发电企业中也有一段波折。

2016年4月22日，国家能源局发布《关于建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知》（征求意见稿），将煤电权益装机超过500万千瓦的企业作为主体来承担配额制，要求在2020年的全部发电量中非水可再生能源发电的占比达到15%，以确保2020年全国发电量当中有9%来自于非水可再生能源，即风电、光伏以及生物质等新能源。

然而将煤电作为考核主体面临着一大难题，除了绿证交易，煤电没有合理的成本疏导机制，当煤炭价格上涨导致煤电企业成本增加时，煤电在固定上网价格的情况下，成本无法向下疏导。

相比而言，“807号文”文件中则明确承担消纳责任权重的有两类主体：第一类市场主体为各类直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司；第二类市场主体为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。

其中，第一类市场主体承担与其年售电量相对应的消纳量，第二类市场主体承担与其年用电量相对应的消纳量。

国网能源研究院新能源研究室主任王彩霞则认为，原来的电力市场化改革中，售电公司主要由电网公司组成，而随着市场化主体的增加，社会中的售电主体也越来越多。虽然电网公司还是一个主要的售电主体，但是独立售电公司、增量的配售电公司、参加直接交易的大用户等售电或用电主体越来越多。

“所以‘807号文’更多的还是想让大家共同来承担消纳责任。”王彩霞说。

而在中国新能源电力投资联盟秘书长彭澎看来，可再生能源电力消纳责任权重通过售电企业和部分电力用户，将考核的主体慢慢向终端方向转，由激励发电侧转向激励中间的配售电环节，逐步提升消纳清洁能源的意识。而且，更改配额的名称也有很强的去行政化的色彩。

但没有了政绩考核的压力，地方政府推行消纳责任权重政策是否还有动力？

“双控考核，也就是对能源消费总量控制和能耗强度的要求，现在作为对地方政府的要求已然非常严格。从这个角度来看，虽然‘807号文’本身没有跟省级政府政绩考核相挂钩，但是充分做到了与现有的生态文明建设考核相衔接，对于地方政府的约束力也很显著。”陶冶说。

公开资料显示，党的十八届五中全会提出实行能源消耗总量和强度“双控”行动，习近平总书记在“十三五”规划《建议》说明中对实行能源和水资源消耗、建设用地等总量和强度“双控”行动进行了重点说明。

“十三五”时期，国家在“十一五”、“十二五”节能工作基础上，实施能耗总量和强度“双控”行动，明确要求到2020年单位GDP能耗比2015年降低15%，能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内。国务院将全国“双控”目标分解到了各地区，对“双控”工作进行了全面部署。

关于地方政府的执行驱动力，“807号文”还明确，在确保完成全国能源消耗总量和强度“双控”目标条件下，对于实际完成消纳量超过本区域激励性消纳责任权重对应消纳量的省级行政区域，超出激励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源消费量不纳入该区域能耗“双控”考核。对纳入能耗考核的企业，超额完成所在省级行政区域消纳实施方案对其确定完成的消纳量折算的能源消费量不计入其能耗考核。

国家发改委能源研究所可再生能源中心研究员时璟丽认为，2016年2月29日，国家能源局发布《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（国能新能〔2016〕54号），明确了各省份需要达到的2020年非水可再生能源电量占比目标，并且通过向全社会公布年度监测评价报告的形式加强其实施。尽管这一政策的定位是引导性的，没有约束性，并且没有明确的奖惩措施，不与考核挂钩，但是地方政府也很重视。因此在现有的机制下，消纳保障机制的地方政府执行也应该没有太大问题。

而作为真正被考核主体，在新出炉的政策框架下，售电公司和电力用户似乎也有些无从下手，有很多电力用户甚至对“807号文”鲜有耳闻。

“站在售电公司的立场，我们欢迎并期待这个政策的落地。但是从实施层面，一方面还需要从国家层面去统筹。另一方面，相关的交易规则也需要进行调整。目前全国范围仅有为数不多的省份允许电力用户或售电公司通过电力市场购买省内或者跨区可再生能源，大部分省份的交易主体仍为常规燃煤或燃气机组。我们在为客户采购可再生能源方面做过许多有益的尝试，但是目前的规则下可做的依然有限。”北京融和晟源售电有限公司高级经理赵晓东接受《能源》记者采访时说。

现实之辩

“807号文”中明确，可再生能源电力消纳责任权重包括可再生能源电力总量消纳责任权重和非水电可再生能源电力消纳责任权重，对有无大量水电省份进行了区分。设计有2018年、2019年和2020年的最低消纳责任权重和激励性消纳责任权重，后者比前者高出10%。

以湖南省为例，2020年非水电可再生能源电力消纳最低消纳责任权重和激励性消纳责任权重分别为13.0%和14.3%。最低指标达到非水可再生能源电力消费量在2017年的基础上将提升127亿千瓦时，增幅112%；而当进一步达到激励性指标时，相应的电量提升则为151亿千瓦时，增幅达到133%。

事实上，国家能源局将确定消纳责任权重相关技术支撑和研究工作委托给了电力规划设计总院（下简称“电规院”），电规院规划研究部副主任韩小琪介绍，电规院（全国新能源消纳监测预警中心）参与了《可再生能源电力消纳责任权重确定和消纳量核算方法（试行）》的编写，开展了2018～2020年各省（区、市）的可再生能源电力消纳责任权重指标的测算及论证，以及政策整体实施的影响评估工作。

“其中，各省（区、市）的权重指标是依据国家相关规划，结合当地可再生能源资源条件、用电需求增长、本地消纳能力、跨省跨区送受电等实际情况统筹研究制定的。”韩小琪说。

除了本省可再生能源电力的就地消纳利用，跨省跨区的电力消纳是主政者不得不面对的另一个现实问题，于此对应的，是输电通道，尤其是特高压在其中充当的角色，根据2020年的指标测算，酒泉-湖南、扎鲁特-山东、宁夏-山东、上海庙-山东、宁东-浙江等特高压输电通道中可再生能源电量比例均不低于30%。

但由于以水电、风电和光伏为主力的可再生能源受自然条件影响大，且各区域分省的分布差异也较大，地方政府发展可再生能源的积极性也不尽相同。对于四川、云南、新疆、甘肃等水电和风光大省，发展可再生能源的积极性毋庸置疑，但对于中东部化石能源大省而言，“807号文”能否调动其积极性似乎充满了现实考量之下的变数。

“‘807号文’有一个比较大的缺陷，按照规划，非化石能源的比例要求在2020年和2030年分别达到15%和20%。如果东部沿海的江苏、浙江等发达省份能够达到内蒙古、宁夏、甘肃的水平，我们的非化石能源占比可能已经超过30%。越发达的地区越责任却越少，我认为这是新文件最大的一个弊端。发达的有能力消纳清洁能源的地区要求不高，比较落后的地区，消纳原本就存在困难，现在还要鞭打快牛。”李俊峰说。

但时璟丽表达了不同看法。

“‘807’号文中要求的各省份最低消纳责任权重是各省踮一踮脚就能达到水平，但是如果地方政府想不计入双控考核，那么就要完成1.1倍的目标任务，这时候想要完成就要做比较大的努力，实际上对于地方政府的激励作用是足够的。”时璟丽说。

可再生能源电力总量消纳责任权重前十（按2020年激励性）

打破交易壁垒

非水电可再生能源电力消纳责任权重前十（按2020年激励性）

在明确了考核主体以及各省的消纳责任权重之后，“807号文”同样确定了消纳量的核算方式。

文件中指出，各承担消纳责任的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量，并通过两种补充（替代）方式完成消纳量，一种是向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量（以下简称“超额消纳量”），双方自主确定转让（或交易）价格；第二种是自愿认购可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”），绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。

与文件对应的另一个现实是，我国电力长期以来按省域平衡，若无特殊政策规定，发电量也以本省消纳为主。特别是在当前经济增速放缓、产能过剩的情况下，出于对本省发电企业利益保护的需要，各省消纳包括新能源在内的外省电力意愿普遍不强，省间壁垒日益凸显，个别省甚至提出了限价限量要求。

对于文件与现状的组合矛盾，陶冶表示：“可再生能源电力消纳责任权重还有最为重要的一点，就是考虑电力市场建设及顺应电力体制改革方向。目前参与电力市场主体的主要目的是为了购买廉价电力，降低用电成本。消纳责任权重的实施能够对参与电力市场交易的主体形成购买绿色电力的约束性要求，并加快打通市场主体与绿色电力开发企业间的直接交易通道。”

以北京为例，如果只购买北京的风电，由于风电有限，显然无法履约，履约压力下，购买蒙西、张家口或山西等其他地区的风电也无疑将成为北京的不二之选。

一般而言，文化负载词是具有文化特征的词汇。这类词与一个国家或一个民族的历史、文化和习俗密切相关，承载着特定的民族文化信息，蕴含着丰富的文化内涵。文化负载词还有许多其他名称，例如文化色彩词、文化限定词、文化特殊词以及文化空缺词。

除了省间壁垒有望打破之外，另一个被业内人士寄予厚望的介质则是绿证。

所谓绿证，是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明及消费绿色电力的唯一凭证。

2017年7月，以国家能源局《关于召开绿色电力证书自愿认购启动仪式的通知》为开端，绿证政策实施至今已有近两年的时间，但是自愿认购的情况下，绿证的市场反应和效果却不尽如人意。

绿证认购平台数据显示，截至2018年5月28日，风电核发超过2225万个绿证，光伏核发超过308万个绿证，但是仅有2136名绿证认购者，共认购33106个绿证，认购率仅为0.13%。

事实上，消纳责任权重政策与风电、光伏的发展实际上并没有太多交集，一个从发电侧出发，一个从用电侧出发，但绿证让两者找到了结合协同的可能。

“当前，绿证的价格较高，主要因为必须是进入到可再生能源发展基金补贴目录的才能出售绿证且出售绿证后对应电量不拿国家电价补贴，风电0.2元/千瓦时已经是比较便宜的，光伏价格则要更高。但根据风光平价政策，平价项目可出售绿证，其价格就可能会比较低，就会吸引消纳保障责任市场主体、用电企业和个人来购买。”时璟丽说。

陶冶也强调，随着市场环境，以及公民意识的觉醒，会在消费产生主动使用绿色电力的诉求，“比如美国，虽然特朗普宣布脱离巴黎协定，但是美国的可再生能源发展反而愈发繁荣。谷歌、苹果、IBM等知名公司正从消费者的角度引领利用绿色电力的趋势。”

政策悬念

行政手段往往配套着管理机制。

对于未完成考核的主体，“807号文”中要求各省级能源主管部门会同经济运行管理部门负责督促未履行消纳责任的市场主体限期整改，对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处理，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒。

显然，在目前的框架下，对于未完成考核的主体惩戒措施似乎并不强硬。

“配额只是一个开始，后续还要修订绿证制度、制定超额消纳量交易等等工作，电力交易机构正在配合国家发改委建立电力市场信用体系。此外在行政管理方面，还要指导地方政府制定消纳实施方案，并完善相关的政策。”陶冶说。

事实上，在“十三五”期间，“807号文”真正运行的时间只有一年，包括今年试运行的半年，主要目的在于倒逼组织机构将流程捋顺。

“个人认为机制出台以后，相应的配套政策机制全部完善还需要2到3年时间。比如现在的各承担消纳责任的市场主体的售电量和用电量中，只有农业用电和专用计量的供暖电量免于消纳责任权重考核，未来这方面可能还要继续完善。”陶冶说。

作为售电公司，赵晓东认为，相比2018年的第二次和第三次征求意见稿，现在的正式文件只是明确了一个大的框架，还需要进一步细化的配套文件予以落地。比如绿证交易，是否允许转卖交易？进行交易后如何核减相应的消纳电量以避免重复计量？这些都是需要相关政策予以解释的。

韩小琪也表示，目前，政策建立了整体框架体系，按照要求，2019年各地区进行试考核，2020年起将全面进行监测评价和正式考核。

“接下来，主要是要尽快完善各项配套办法与细则，同时在试考核过程中发现和解决可能出现的各类问题。”韩小琪说。

公开资料显示，截至2018年底，全国可再生能源发电总装机容量达到7.29亿千瓦，占全国规模以上电厂总发电装机容量的38.4%。在国内可再生能演的存量规模已然成型的基础上，“807号文”对可再生能源电力最核心的消纳问题似乎给出了终极解决方案。

但对于牵一发而动全身的国内电力版图而言，存量利益与增量市场间的暗流从未停歇。