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5、消纳端：多项政策保障新能源消纳

近年来，我国清洁能源产业不断发展壮大，但是清洁能源发展不平衡不充分的矛盾也日益凸显，特别是清洁能源的消纳问题突出，已经严重制约了电力行业健康可持续发展。在政策层面，国家发改委、国家能源局局等单位相继出台多项政策和措施来保障清洁能源消纳、降低弃风、弃光率。其中，绿证和配额制、清洁能源消纳计划是直接关乎清洁能源消纳的两个政策。

5.1 绿证和配额制

2018年3月份，国家能源局发布《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，可再生能源配额制历时多年尘埃落定。9月份，国家能源局新一轮可再生能源配额制征求意见稿再次印制，正式下发给行业协会及相关企业。

文件的核心是配额和绿证。配额是指可再生能源电力配额，是指水电、风电、光伏、生物质发电等可再生能源电力在电力消费中所占的比重，包括总量配额和非水配额两个指标。绿证是指可再生能源电力绿色证书，是配额实施和考核的依据和载体。

配额和绿证机制有利于解决清洁能源消纳难题。一是可再生能源发电量有了保障。配额制最直接的就是明确了各省的可再生电力比重，强制各省必须完成最低配额标准，为可再生能源电力企业的发电量提供了稳定的保障。二是有利于提高可再生能源企业收益。考核期初始，根据可再生电力发电量获得绿证。进行电力交易的时候，绿证可不随电量一同交易，只有高于标杆电价的交易电价时，才会配套交易绿证，因此交易电价将因为绿证的存在而提高，可再生电站拥有者便可从中获利。而且在购电方背负配额考核压力的情况下，可再生能源电站将会有可能获得比原有补贴更高的收益。并且可以成立售电公司，通过市场化交易，获得更高得差价收益。三是补偿金和绿证收益将作为发电补贴。对未完成年度配额的义务主体，省级电网企业对其收取未完成额对应的配额补偿金，配额补偿金标准为地方燃煤发电标杆上网电价、大工业用户最高输配电价、政府性基金、附加以及政策性交叉补贴之和。补偿金将用于可再生能源补贴。省级电网公司绿证交易获得的收益也将用于可再生能源补贴。四是国家补贴将由市场替代。对可再生能源的补贴根据此次征求意见稿可以看出，补贴资金将由地方电网公司从收缴的配额补偿金，以及销售绿证获利中进行支付。而国家补贴的支付也将扣除电站拥有者依靠绿证获利的部分。由此可以判断，国家的补贴将会越来越少，当绿证的市场交易达到一定程度后，将全面替代补贴，补贴也将推出舞台。

5.2 清洁能源消纳计划

2018年12月份，国家发改委和国家能源局联合下发《关于印发清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）的通知》。行动计划旨在形成政府引导、企业实施、市场推动、公众参与的清洁能源消纳新机制。到2020年，基本解决清洁能源消纳问题。通知还针对弃风率较高的“红六省”（弃风率超过20%的红色预警省份），弃光率较高的新疆和甘肃，以及水电大省四川、云南、广西分别制定了具体的年度目标。

从新能源的发展历程来看，补贴是为了辅助其更好的成长。而随着风电、光伏成本的降低和规模的扩大，平价上网也是一种必然。当前部分项目已经具备平价上网的条件，放开这些平价上网项目的规模，同时在消纳端提供保障支持，将有利于先进的风、光项目快速发展，从而带动整个新能源产业步入一个新的时代。

5.3 全额上网+发电权转让双重保障，20年固定长协电价

《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》明确提出“全额上网+发电权转让”的双重保障来解决消纳问题。一方面，要求电网企业应确保风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目所发电量全额上网。另一方面，当全额上网无法保证，存在弃风、弃光问题时，将限发电量核定为可转让的优先发电计划。经核定的优先发电计划可在全国范围内参加发电权交易(转让)，交易价格由市场确定。

对集中式平价项目明确由电网企业保障电力消纳，原则上由电网企业的售电量来保障平价（低价）上网项目的消纳，集中式平价（低价）项目不参与电力市场化交易，由电网企业的自营售电量保障消纳。分布式就近直接交易属于一种特殊的电力交易，项目单位与用电单位直接达成电力交易，在严格核定符合分布式电源标准且在并网点所在配电网区域内就近消纳的条件下进行，分布式风电和光伏发电的电力上网、输送和消纳仍以电网企业发挥电网公共平台作用的方式予以保障。

通知明确执行固定电价收购政策，对风电、光伏发电平价上网和低价上网项目，按项目核准时的煤电标杆上网电价或招标确定的低于煤电标杆上网电价的电价，由省级电网企业与项目单位签订固定电价购售电合同，合同期限不少于20年，在电价政策的长期稳定性上予以保障。

此外，鼓励通过绿证获得收益。平价上网项目和低价上网项目，可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证），通过出售绿证获得收益。国家通过多种措施引导绿证市场化交易。

5.4 特高压：解决区域发用电不平衡问题

随着跨区输电线路建设的建成，清洁能源外送将继续扩大，弃风率、弃光率还将下降。截至 2017年年底，国家电网特高压建成“八交十直”，共 18 条特高压线路。目前国家电网在建7条跨区送电线路，其中6条将在2018年或2019年建成，将缓解目前弃风率、弃光率较高地区送出压力。2018年9月国家能源局印发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》，为加大基础发挥重点电网工程在优化投资结构、清洁能源消纳、电力精准扶贫等方面的重要作用，要加快推进9条输变电工程，合计输电能力5700万千瓦，其中国家电网有7个项目，将于今明两年给予审核。其中全国首条清洁能源外送特高压线路青海-河南线已于 11 月 7 日开工，预计 2020 年底建成。工程起于青海省海南藏族自治州，止于河南省驻马店市，途经青海、甘肃、陕西、河南等4省，线路全长1587公里，新建海南、驻马店两座换流站，输送容量800万千瓦，总投资约226亿元，于今年10月获得国家发改委核准，计划于2020年建成投运，建成后每年可为河南输入清洁电量400亿千瓦时。该工程是世界上首个以服务光伏发电为主、全清洁能源打捆外送的特高压工程，是解决新能源大规模并网消纳难题的重大创新工程和典范工程，将有力推动青海千万千瓦级新能源基地集约化开发建设和大规模外送，同时汇集甘肃富余新能源电力，促进送端地区资源优势转化，助力青海、甘肃等重点区域打赢精准脱贫攻坚战，降低受端地区社会用能成本，拉动沿线经济增长和相关产业发展。

整体看来，经历十多年的高速发展，新能源已经步入高速发展期，或将在三五年内步入成熟期。新能源在前十年主要靠补贴发展，2019年将进入平价的关键之年，补贴与平价共存，2020年则有望全面退补，实现真正的平价上网。当前，风电、光伏的系统成本仍在不断降低，而且还有一定的下降空间。但是占总成本近一半的非系统成本，如土地租金、各种税费等，则是制约新能源成本进一步降低的桎梏。有效解决弃风、弃光问题才能切实保障新能源的整体收益。虽然现阶段新能源的发展还不能完全摆脱补贴，但是可预见在一两年之后新能源是有可能与煤电分庭抗争的。

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