编者按：李俊峰阐述自己关于可再生能源配额制的观点，认为我国可再生能源的发展在技术上已具备平价上网的条件，只是存在若干制约障碍，如传统火电的利益者紧抓不放，可再生能源消纳程度不高，市场化程度较低等，他认为目前消纳保障机制实施的基础已经成熟，已经受到业内人士的期待，这一举措将使可我国再生能源市场繁荣起来。


前言：实施可再生能源电力消纳保障制度是我国可再生能源发展全面进入平价阶段的必要措施。李俊峰认为，目前消纳保障机制实施的法律和政策基础已经具备，时机也已成熟，业界普遍期望消纳保障机制成为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，促进可再生能源开发利用的重要举措。

5月10日，随着《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(简称《通知》)的印发，曾3次公开征求意见的可再生能源电力配额制最终更名为可再生能源电力消纳保障机制。

《通知》对政府部门、电网企业、电力用户等各类承担消纳责任的主体提出优先消纳可再生能源的明确要求，强调对电力消费侧市场行为进行引导，推动能源消费向绿色用能转变。国家气候战略中心研究员、中国能源研究会常务理事李俊峰认为，《通知》对于推动我国能源结构调整，构建清洁低碳、安全高效的能源体系将具有重要意义，而高质量则是可再生能源可持续发展的根本保障。

十年磨一剑 “最难产”制度终出炉

我国可再生能源产业实现规模化以后，保持了健康稳定的发展。数据统计显示，截至2018年底，我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%。2018年，可再生能源发电量达到1.87万亿千瓦时，占全部发电量比重从2012年的20%提高到2018年的26.7%。可再生能源已成为我国新增电力的主力，替代作用日益凸显。

进入“十三五”以后，可再生能源产业的外部发展环境和内部发展动力都出现了新的变化，补贴、价格、项目管理等方面都有了新的调整。可再生能源正在从完全需要国家补贴或其他经济激励性手段支撑，开始向无补贴过渡，整个政策体系都在进行深刻的变化。

记者了解到，截至2019年第一季度，《清洁能源消纳行动计划》已经提前完成。根据国家能源局数据，2019年一季度，全国平均弃风率4%，同比下降4.5个百分点;全国弃光率2.7%，同比下降1.7个百分点;全国基本无弃水。

在水、风、光都已经达到消纳预期的现在，是否还有必要出台可再生能源电力消纳保障机制呢?李俊峰表示，进入“十四五”，我国经济将进入高质量发展阶段，能源行业需要适应这个转变，需要通过能源的高质量发展来改善能源结构。如果认为保障机制仅仅是为了解决消纳，显然低估了其支持新能源行业发展乃至能源转型的重大意义。

事实上，《通知》的落地可以理解为更多的是为未来可再生能源平价项目作准备。在新能源项目没有平价之前，各省增长的可再生能源电力还是要受到补贴的限制。但是在未来平价之后，对于可再生能源电力来说，已经甩掉了补贴的约束。所以《通知》对于目前解决弃光、弃风不会有明显作用，但长期来讲，基本上是打开了一个新的空间。

在此次印发的《通知》中，建立“可再生能源电力消费引领的长效发展机制”成为一再强调的重点。电力市场在引导能源绿色消费、加快能源结构转型由消费侧向供应侧传导的道路中，将承担重要责任。“《通知》的目标，是在下一步电力市场化建设的大背景下，能够有效落实我国非化石能源发展目标，建立促进可再生能源发展和消纳的长效机制。” 李俊峰指出。

制约可再生能源发展的瓶颈究竟在哪里

十年来，中国可再生能源发展速度位列全球第一，发展成就有目共睹。然而受系统调峰能力不足、市场机制不健全等因素影响，我国可再生能源一直存在比较突出的限电、弃电问题，严重制约可再生能源的持续健康发展。多年来，国家也一直在推动可再生能源配额制来解决消纳问题。

李俊峰认为，我国可再生能源的发展，在技术上已具备平价上网的条件，然而，还存在若干制约障碍。

一是在我国风光资源富集地区，电力消费增长放缓以及电力装机仍然保持快速增长的背景下，传统能源发电与可再生能源电力争夺电力市场，保煤电的呼声仍然存在。

二是本地消纳和外送能力潜力利用不足，在没有消纳责任要求约束和现有电力电网规划、建设、运行的方式下，电源电网统筹协调不足，现有系统技术能力无法得到充分发挥。

三是传统电力市场机制和电网运行管理对可再生能源电力消纳存在制约。目前，电力运行调度很大程度上延续传统计划方式，大量火电年度电量计划为刚性计划，火电企业和地方政府不愿意让出火电电量空间，可再生能源发电量空间受到挤压，跨省跨区消纳的积极性受到影响，无法保障可再生能源电力优先上网。

四是电力系统灵活调节表现能力较弱，现有灵活性未能充分挖掘。目前，我国火电机组(热电机组)的调峰现状堪忧，大量中小火电机组、热电机组仍旧采用传统技术方案和运行方式，技术潜力没有充分释放。

五是电力市场化程度低、监管和法律建设弱。由于我国电力体制改革仍未完成，大量自备电厂不承担电力调峰责任，电力调峰等辅助服务机制不健全。尽管《可再生能源法》规定，“优先调度和全额保障性收购可再生能源发电”，但可再生能源优先调度受到原有电力运行机制和刚性价格机制的限制，难以落实节能优先调度等行政性规定。其次，目前我国电网企业拥有电网所有权和经营、输电权，具有市场优势地位，又可通过电力调度机构行使直接组织和协调电力系统运行，在一定程度上不利于市场主体充分自由公平交易。

“另外，在环境保护和碳减排观念上，地方政府还没有表现出足够的紧迫性。这也是制约可再生能源发展的重要因素。” 李俊峰指出。

制度如何有效落地至关重要

此次《通知》明确将按省级行政区域确定可再生能源电力消纳责任权重，售电企业和电力用户协同承担消纳责任。2019年模拟运行并对市场主体进行试考核，自2020年1月1日起，全面进行监测评价和正式考核。

从全球促进可再生能源发展的措施来看，主要可分为三个方面：一是制定可再生能源发展战略目标，明确可再生能源在未来能源转型中的地位;二是制定支持可再生能源产业化发展的经济激励政策;三是制定强制性可再生能源市场份额政策，即“可再生能源消纳责任权重”。

李俊峰告诉记者，上世纪90年代至今，全球范围共有100多个国家或联邦州(省)实施了强制性可再生能源市场份额政策。美国、英国等电力市场成熟的国家均普遍采用强制性市场份额政策促进可再生能源开发利用。国外强制性市场份额政策体系主要以电力市场为基础，对参与市场竞争的电力供应商提出约束性市场份额要求，并通过绿色电力证书交易制度实现强制性市场份额完成量流转。可再生能源电力除了通过电力销售获得电价收入，还可以通过绿色证书交易获得额外收入。“从实施效果来看，强制性市场份额政策对可再生能源发展起到了重大推动作用，已证明是一种行之有效的促进可再生能源可持续发展的长效机制。”李俊峰说。

我国针对消纳保障机制的研究和探索已经开展多年，作为重要的能源政策，其制定背景和实施方式具有自身的特殊性。一方面是协调难度大。消纳保障机制制定的初衷是解决外送可再生能源电力的消纳问题。而跨省跨区可再生电力消纳涉及到省级电网企业和同等级消纳区域政府之间的协调及协商。政策实施效果具有一定的不确定性和不可预见性。这与仅需单独依靠区域自身强化管理、调整经济结构、推进技术进步、优化能源结构即可实施完成的节能减排、能源“双控”政策等不尽相同。另一方面是消纳保障机制解决的是可再生能源物理电量的真实消纳，因此需要在电力的发、输、配、用等环节建立物理网络联系，并在同一时间完成。这与通过碳市场进行虚拟交易即可完成的碳减排义务也不相同。

为落实可再生能源优先利用法定要求，依法按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源消纳责任权重，对各类直接向电力用户售电的电网企业、售电公司和通过电力市场直接购电的用电企业的市场行为进行引导。通过建立有足够保障力和可操作性的具体措施，打通管理、机制和电力输送物理通道。

在总体目标和市场化思路方面，消纳保障机制与当前的电力体制改革、电力市场建设是一致的。可再生能源电力消纳保障机制总体思路就是在电力市场化交易的总体框架下，通过市场化方式，促进可再生能源本地消纳，实现可再生能源跨省区大范围内优化配置，促使电力系统的运行机制、资源配置、运行区域为满足权重目标而进行强制性调整，确保可再生能源电力的市场消纳，为可再生能源的持续性发展提供制度性保障。

可再生能源电力消纳保障机制明确将提升可再生能源利用水平、促进可再生能源消纳作为政策目标之一，因此从政策设计上对政府能源主管部门、电网企业、电力用户等各类主体的责任进行了明确规定。各省级人民政府能源主管部门牵头负责本区域的消纳责任权重落实，牵头组织相关单位制定本省级行政区域的消纳实施方案。为了确保消纳实施方案及相关措施得到省级政府及有关部门的支持，实施方案报请省级政府批准后执行。省级电网企业及电力交易机构在技术体系上比较容易实现消纳的组织实施工作，因此承担消纳的组织实施责任，以省级政府批准的消纳实施方案，组织各市场主体通过各种方式消纳可再生能源电量。

在如何考核评价上，李俊峰告诉记者，国务院能源主管部门对各省级行政区域消纳责任权重完成情况进行监测评价，将可再生能源消费量与能耗“双控”考核挂钩，对超额完成消纳责任权重的省级行政区域予以鼓励。省级能源主管部门负责对承担消纳责任的市场主体进行考核，负责督促未履行消纳责任的电力市场主体限期整改，对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处理，将其列入电力市场主体不良信用记录，予以联合惩戒。

消纳保障机制既有中国特色也有国际元素

配额制最早可追溯到2007年。多年来，数易其稿，多次征求意见，被戏称为“最难产”的制度。仅2018年，国家发改委就发布了三次配额制的征求意见。此次《通知》采用“可再生能源消纳责任权重”替代了2018年的三次征求意见稿，以及原有国务院、国家发展改革委、国家能源局发布的相关文件中使用的“配额”名称。

李俊峰告诉记者，《通知》相对于2018年11月的配额制征求意见稿内容变动不大，这次用“可再生能源消纳责任权重”替代“配额”，充分体现了各类承担消纳责任的市场主体及所有电力消费者共同履行可再生能源电力消纳责任的政策初衷。

记者了解到，此次《通知》按照省级行政区域，对电力消费设定可再生能源电力消纳责任权重，强调由供、售电企业和电力用户协同承担消纳责任，并出台相应考核、惩戒措施，全力推进保障机制切实落地。其中，各类直接向电力用户供、售电的电网企业、独立售电公司、配售电公司，承担与其年售电量相对应的可再生能源电力消纳量;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，承担与其年用电量相对应的消纳量。农业用电和专用计量的供暖电量免于消纳责任权重考核。

值得注意的是，本次文件中提出了“最低消纳责任权重”和“激励性消纳责任权重”两个概念。最低消纳责任权重的涵义，即各省级行政区域确定应达到的全社会用电量中最低可再生能源比重;激励性消纳责任权重，则以超过最低消纳责任权重的一定幅度来确定。

对于未能完成消纳责任的市场主体，《通知》明确以“两个替代”的方式完成消纳量。其一是通过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，双方自主确定转让(或交易)价格;其二是自愿认购可再生能源电力绿色电力证书(简称“绿证”)。“两种替代方式为并行关系，市场主体可根据其经济性进行自主选择。在此基础上，仍未能按期完成消纳责任的市场主体，将被列入不良信用记录，由有关部门按规予以联合惩戒。”李俊峰强调。

售电企业和电力用户协同承担消纳责任，意味着这里面有几类主体，一类是电网企业、独立的售电公司，以及拥有配电运营权的售电公司;第二类是直接购电，就是具有大用户购电资格的、可以通过电力批发市场购电的电力用户，以及拥有自备电厂的企业。李俊峰指出，电网一方面会组织协调本地的消纳方案，但同时，它既像管理人员，又像运动员，但不是裁判员。

另外，此次《通知》中还有一个亮点，就是消纳的核算办法，它给出了公式。消纳量的交易，就是向超额完成的市场群体来购买消纳量，而不是向发电企业去购买，这就意味着电网之间是可以交易的，售电交易公司之间也是可以交易的，并且双方自行确定交易价格，而且交易的价格或者说这部分收入跟补贴没有任何关系。并且这部分钱是否会传递到发电企业、收入如何来界定完全依据市场情况决定。

此次《通知》表明，完成消纳的主要方式还是认购绿证。绿证对应的可再生能源电量记为消纳量，这个绿证仍然是替代补贴的。目前由于绿证是替代补贴，价格相对较高。李俊峰指出，2020年会涌现大量的可再生能源平价项目，平价项目的绿证就没有固定的价格了，在此阶段完成消纳量的这部分钱有可能会给到发电企业，但是这取决于发电企业和当地承担消纳责任的售电公司，或者说电网企业是怎么来协商的，这次也并没有一个特别明确的细则。

用市场的方式解决可再生能源电力消纳问题，在当前可再生能源电价水平仍相对较高的情况下，是否会间接催动终端用电成本的上升呢?李俊峰认为，首先，可再生能源发电电价目前仍包含一定补贴，已享受政策支持，理论上讲不存在购买可再生能源发电和煤电发电量成本的区别。其次，在正常情况下，终端电力用户通过实际消纳可再生能源电量，即向其他市场主体购买消纳量或绿证等方式，可以完成消纳责任权重;对于确因用户自身原因未履行消纳责任权重的情况，在全国可再生能源电力总体供应充足的环境下，设计合理的可再生能源消纳量交易及绿证交易机制，可保证用户终端用电成本基本保持稳定，而不会对终端电力用户和国民经济发展产生明显影响。

消纳保障机制实施的时机已经成熟

2019年能源工作会议确定今年非化石能源发展目标为14.6%，按照每年0.3%～0.4%的速率进行能源转型，即使目前光伏发展快于“十三五”规划底线目标，国家能源结构转型目标仍是按照既定路径增长的。“未来，风电和光伏的发展需求仍然是刚性的。此次《通知》提出解决消纳问题，而消纳当中最为重要的是打破省间壁垒的问题，增加地方政府对可再生能源的购电意愿。”李俊峰表示。

记者在采访中了解到，在2020年风电、光伏发电等平价上网项目建成后，其绿证价格相对低廉，自愿认购绿证成本将一定幅度下降。对于平价之后，风光是否能进入跨越式发展，李俊峰认为仍然需要时间，“在全寿命周期实现度电成本跟煤电基本相当之后，仍然要通过提升电力质量和电量品质，依靠制造业和运维等方面的技术来融合，降低度电成本，提高电力质量。”

实施可再生能源电力消纳保障制度是我国可再生能源发展全面进入平价阶段的必要措施。李俊峰认为，目前消纳保障机制实施的法律和政策基础已经具备，时机也已成熟，业界普遍期望消纳保障机制成为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，促进可再生能源开发利用的重要举措。

一是促使各省级相关部门把完成消纳责任权重作为能源发展的重要约束条件，扩大可再生能源电力开发利用量，自觉抑制化石能源电力建设，切实调整能源生产和消费结构。

二是促使电网企业把接入和消纳可再生能源作为电网建设和运行的重要任务，积极扩大可再生能源电力的输送消纳区域。

三是推动可再生能源集中式与分布式同步发展，特别是能源消费量大的东部区域，要更加重视本地可再生能源及分布式能源发展，推动形成新型能源开发利用方式。

“电力市场是未来可再生能源消纳的主要环境。建立健全可再生能源电力消纳保障机制，旨在通过市场化方式，促进可再生能源本地消纳和实现跨省跨区大范围内优化配置。”李俊峰表示。

可再生能源代表了未来能源的重要发展方向。在我国可再生能源产业快速发展的同时，仍需提高质量和技术水平，以创新驱动技术进步将生态环境保护要求落到实处，共同推动可再生能源的产业升级和可持续发展。

原标题：李俊峰谈可再生能源配额制