截至2019年底，全國可再生能源發電裝機容量為7.94億千瓦，占全部電力裝機的39.5%，其中水電裝機（含抽水蓄能）3.56億千瓦，風電裝機2.1億千瓦，光伏發電裝機2.04億千瓦，生物質發電裝機2254萬千瓦。

　　含水電在內的全部可再生能源電力實際消納量為19938億千瓦時，占全社會用電量的27.5%，同比提高1個百分點。非水電可再生能源電力消納量為7388億千瓦時，占全社會用電量的10.2%，同比提高1個百分點。

　　根據預測，2025年可再生能源裝機比例將達到46%，消納量占全社會用電量的比重有望提高至35%~37%，較2019年實際完成情況，實現2025年裝機及用電量占比的目標仍存在一定的難度。

　　在大規模發展可再生能源的背景下，財政部、發改委、能源局三部委在近期聯合出臺了《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》，并修訂《可再生能源電價附加補助資金管理辦法》，明確到2021年陸上風電、光伏電站、工商業分布式光伏將全面取消國家補貼。非水可再生能源將進入平價時代。

      只有大幅降低造價成本，非水可再生能源發電企業才能實現平價下的微利運行，可再生能源發電行業才能實現可持續的有效增長。但造價的降低需伴隨著制造水平的不斷提升，規模化的不斷擴大，并不是一朝一夕可以實現的。而國家補貼的取消已經是不可逆的。在產業優化的過渡期如何保持可再生能源發電企業的投資積極性，保障在運電廠的生存空間，促進整個行業的升級？市場手段是唯一的答案。

 

確立計劃性目標

　　2019年5月15日，國家發改委、能源局聯合發布了《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，明確將按省級行政區域確定可再生能源電力消納責任權重，由電網公司、售電企業和電力用戶協同承擔消納責任。

　　2020年5月6日國家能源局印發的《關于2019年度全國可再生能源電力發展監測評價的通報》，對2019年各省可再生能源電力消納情況進行了通報，從非水可再生能源電力消納量占全社會用電量比重的情況來看，全國9省(區)占比超過15%，其中寧夏、西藏、黑龍江、青海和吉林占比超過18%。

     6月1日，國家發改委、國家能源局聯合印發《關于各省級行政區域2020年可再生能源電力消納責任權重的通知》，明確了2020年各省(區、市)可再生能源電力消納總量責任權重、非水可再生能源消納責任權重的最低值和激勵值。從全國情況看，2020年非水可再生能源電力消納權重為10.8%，將同比增長0.6個百分點，多消納非水可再生能源電量約450億千瓦時，從機制上對提升可再生能源消納的比重提出了要求。分區域看，東中部省份最低非水可再生能源消納責任權重同比增幅超過“三北”地區。浙江、四川、寧夏、甘肅和青海5個國家清潔能源示范省(區)的最低非水可再生能源消納責任權重有所提升。

 

構建市場化消納機制

　　相關文件不僅明確了各省可再生能源消納的目標，也明確了承擔消納責任的主體，從主體上也就清晰地梳理出了從國家補貼到平價上網這個過渡期內國家補貼的替代承擔方，并將通過市場的磨合實現利益的再平衡，最終完成產業優化的目標。

　　2020年6月，天津市印發《2020年可再生能源電力消納實施方案》征求意見稿，是各省級行政區域中最早制定實施細則的區域，以下以該征求意見稿為例，簡述各主體在市場機制中承擔的角色。

　　以非水可再生能源電量為例，可以通過兩種途徑進入交易，一是申請核發綠證，進入綠證交易市場；二是通過向消納主體售電，進入消納權重交易市場。

　　綠證交易

　　2017年初國家發展改革委、財政部、國家能源局《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》要求進一步完善風電、光伏發電的補貼機制，擬在全國范圍內試行可再生能源綠色電力證書核發和自愿認購。

　　陸上風電和光伏電站項目可經信息平臺完成自愿開展綠證權屬資格登記后，申請核發綠證。核發后可在中國綠色電力證書認購交易平臺出售，各級政府機關、企事業單位、社會機構和個人均可認購。

　　可再生能源電力消納權重交易

　　以非水可再生能源電力消納指標為例，按照目前常規火電電量市場交易的模式，非水可再生能源發電企業可以通過三種渠道銷售電量，包括向電網公司、售電公司、大用戶銷售。所銷售的電量作為電網公司、售電公司、大用戶的消納權重進入市場。同時電網公司、售電公司、大用戶也就成為了消納主體和考核對象，各主體消納方式、消納成本也不盡相同。

　　電網公司通過下達基數電量指標以及區外購電的方式，實現消納權重。購電價格依據購售電合同執行。

　　售電公司通過現貨市場購買，價格根據競價結果確定；與新能源發電企業簽署中長期購電協議，購電價格通過協商確定。

　　大用戶與新能源發電企業簽署中長期購電協議，購電價格通過協商確定。

     指標二次交易是指電網公司、售電公司、大用戶均可以向超額完成年度消納量指標的市場主體購買其超額完成的可再生能源電力消納量，完成其自身可再生能源電力消納量的欠量。

 

 

利益再平衡

　　2020年各區域消納指標均根據實際裝機比例、消納能力核對，但標準較為嚴格，部分區域較2019年實際完成值有所提升。從電網公司的角度看，作為可再生能源消納的最主要主體，需要與區域等比例消納可再生能源電量，可以通過較為強硬的計劃手段確保其指標的完成。

　　同時，凈輸出省份會嚴控可再生能源發電指標的流出，凈輸入省份則將加大購入力度。

　　總體看，電網公司控制消納比例的手段較多，資源也相對豐富，消納成本不會出現大幅的波動。

　　對于大用戶而言，需要與區域等比例消納可再生能源電量，帶來的將全部是負面影響，一是增加了大用戶的工作難度，作為用電企業，進行專業的電量交易，尋求各種能源類別的交易方，將給企業經營造成壓力。二是單一向火電購電實現的單項用電成本下降的局面也將有所變化，全口徑用電成本將增加。

　　對于售電公司而言，在交易火電電量的同時，同樣必須交易等比例的可再生能源電量，造成的不利影響包括：目前大部分區域尚未開展可再生能源電量的市場交易工作，售電公司沒有穩定的可再生能源發電合作方；交易電價測算難度加大，可再生電量的價格關聯火電電量的購入成本，關聯向用戶的售電價格，需多方面平衡，才能確定合理的可再生能源電量交易價格。

　　但同時，對于售電公司而言也將有利好，售電公司基于專業化優勢將有望大量替代大用戶直接交易電量，增加業務量。

　　總體看，售電公司是消納市場中較為靈活的主體，通過合理的策略制定可以實現業務量的增長以及售電利潤的穩定，甚至增加。

　　對于火電企業而言，雖然火電企業不直接承擔可再生能源的消納責任，但勢必成為鼓勵可再生能源發電最終成本的承擔者之一。售電公司的額外購電成本將向上游的火電企業及下游的終端用戶疏導，火電企業的銷售電價將會被進一步擠壓。

　　而可再生能源發電企業在一定程度上電量消納得到了保障，在平價上網時代，綜合售電價格也將通過政府對消納比例的干預逐步穩定下來，進入可持續發展的軌道。

     由此可初步判斷，國家補貼退出后，售電公司、大用戶、火電企業將承擔起扶持可再生能源企業盡快步入可持續發展軌道的任務，但承擔的比例將在市場運轉的工程中，基于供需關系、各方承受能力，通過磨合尋找到最佳的平衡點。

 

后期展望

      交易平臺

　　市場化的利益再平衡依托于市場化交易的開放程度，目前部分區域可再生能源發電量并未進入市場交易，是由電網公司按計劃消納。在這種環境下，全部的消納權重指標掌握在電網公司手中，電網公司在二次市場交易中將占據絕對的主導性地位，市場便失去了調整利益再分配的機能。因此，交易中心必須向可再生能源發電企業開放，形成電量交易、消納權重指標二次交易兩層市場，通過市場信號調整交易價格。

      發電端

      可再生能源發電企業需評估區域內可再生能源發電能力、目前調峰能力下最大消納能力，判斷可再生能源發電指標的供需關系。合理測算發電成本及利潤空間，做好價格協商的準備工作。適度申請綠證，應對電量交易市場不完全開放的被動局面，減少電網公司對超額消納權重的價格控制影響。

     火電企業需加大調峰能力建設，應對可再生能源消納比例的提升，同時通過調峰賺取合理回報，彌補售電價格的下滑。

      售電側

　　售電公司應盡快尋找潛在的可再生能源發電企業，建立穩定的交易渠道。盡快與大用戶協商，代理交易電量。測算購電成本的增加，向終端用戶與火電企業疏導。

      發、售一體化公司

　　發、售一體化公司建議以售電公司為核心，統籌發電、售電業務。

　　按區域全口徑核算內部消納比例，以滿足火電發電量為基本原則，實現內部火電、可再生能源的共贏。

　　內部消納指標高于區域消納比例時，在評估供需形勢的基礎上，合理選擇出售時機及交易價格。

　　內部消納指標低于區域消納比例時，綜合評估購入指標的成本及火電企業的單位盈利能力，控制火電發電量，并進行市場化操作。