十年磨一剑 “配额制”为可再生能源消纳保驾护航

2019年5月10日，国家能源局正式发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》。经过十余年酝酿、博弈、征求意见之后，“配额制”以“可再生能源电力消纳责任权重”的形式终得落地。在经过2019年模拟运行后，自2020年1月1日起全面进行监测评价和正式考核。

（来源：微信公众号“能源杂志”ID：energymagazine）

“配额制”艰难出炉，为可再生能源消纳兜底

可再生能源配额制是一个舶来品，国内的研究论证至少十年时间。配额制的出台、制定涉及地方政府、电网企业、发用电主体、配售电公司、自备电厂等多个主体，利益博弈复杂。正因此，配额制也被称为是最为难产的政策。政策出台的难度越大，正说明政策的含金量之高。

从2017年开始，在国家层面对新能源并网消纳提到战略高度，电网企业、供用电市场等各方采取诸多非常规措施，新能源并网消纳得到明显改善。

2018年3月、2018年9月、2018年11月，国家能源局发函三次就《可再生能源电力配额及考核办法》征求意见，试图建立“强制约束+绿证交易”的机制推动新能源并网消纳。这是继《可再生能源法》之后，可再生能源发展历程中最重要的政策支持之一。

与“配额制”这一具有计划和行政强制属性的机制不同，本次国家能源局以“可再生能源消纳责任权重”为约束，确定各个省份2018-2020年消纳责任权重。消纳责任权重的测算确定，综合考虑各区域可再生能源资源、全社会用电量、国家能源规划及实施情况、全国重大可再生能源基地建设情况和跨省跨区输电通道资源配置能力等因素。

具体而言，消纳责任权重包括总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重。其中，满足总量消纳责任权重的可再生能源电力包括全部可再生能源发电种类；满足非水电消纳责任权重的可再生能源电力包括除水电以外的其他可再生能源发电种类。对以上两类权重，分别按年度设定最低消纳责任权重和激励性消纳责任权重。

其中，区域最低非水电消纳责任权重=（预计本区域生产且消纳年非水电可再生能源电量+预计年净输入非水电可再生能源电量）÷预计本区域年全社会用电量；区域最低总量消纳责任权重=（预计本区域生产且消纳年可再生能源电量+预计年净输入可再生能源电量）÷预计本区域年全社会用电量。

激励性非水电消纳责任权重按照最低非水电消纳责任权重上浮10%计算；激励性总量消纳责任权重为激励性非水电消纳责任权重与水电按照当地平水年份的年利用小时数发电量对应消纳责任权重之和。

根据《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）》，原则上各区域均应逐年提升最低消纳责任权重或至少不降低；根据各区域可再生能源重大项目和跨省跨区输电通道建设进展，按年度动态调整各省级行政区域消纳责任权重。

国家能源管理部门收权，自上而下推动消纳权重测算、考核

根据可再生能源电力消纳保障机制通知，按省级行政区域确定消纳责任权重。“国务院能源主管部门组织有关机构，按年度对各省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重进行统一测算，向各省级能源主管部门征求意见。”

相比之下，2018年11月第三轮征求意见稿提出：

各省级能源主管部门会同电力运行管理部门在国家电网公司、南方电网公司所属省级电力公司和省属地方电网企业技术支持下，测算并提出本省级行政区域当年可再生能源电力配额指标建议，于每年1月底前报送国务院能源主管部门。

对比之下，正式文件更强调消纳责任自上而下推动的属性，以国家能源管理部门主导，地方据此反馈意见；而非先由地方提出方案，国家部门再评估确定消纳指标。从新能源规模管理的维度看，国家能源管理部门收紧管理权限，尤其强调管控需要补贴的装机规划，规范行业发展。

同时，由各省级能源主管部门牵头承担消纳责任权重落实责任（第三轮征求意见将省级人民政府作为责任落实主体），并突出能源监管机构的工作职能。

售电企业（电网+售电主体）、电力用户是消纳责任承担主体

按照可再生能源消纳保障机制文件，承担消纳责任的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（简称“配售电公司”，包括增量配电项目公司）；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。

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。各承担消纳责任的市场主体的售电量和用电量中，农业用电和专用计量的供暖电量免于消纳责任权重考核。

售电企业涵盖了国家电网、南方电网、地方电网、独立售电公司（无配网运营权）、配售电公司（有配网运营权）等，并特别强调增量配售电项目承担新能源消纳责任。

自2016年11月以来，发改委、国家能源局分三批在全国范围内批复了320个增量配电业务改革试点，基本实现地级以上城市全覆盖。2018年12月，发改委、能源局启动第四批增量配网试点申报工作，增量配售电主体已是电力市场不可或缺的一部分。

在电力市场交易的机制下，通过市场交易获得电量的用户是另一责任承担主体。但政策并未明确不参与市场交易的用户是否承担相关责任。

根据中电联统计，2018年全国电力市场交易电量（含发电权交易电量，不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量）合计为20654亿千瓦时，同比增长26.5%，市场交易电量占全社会用电量比重为30.2%，较2018年提高4.3%，市场交易电量占电网企业销售电量比重为37.1%。

也即，不参与市场交易的电量在70%左右，对应用户是否承担消纳义务文件并未明确。

此外，电网公司承担经营区消纳责任权重实施的组织责任，而非实施责任。第三轮征求意见稿提出，“电网企业承担经营区配额实施责任”，并且“电网企业及电力交易机构优先为电网企业之外市场主体完成其配额提供便利”。这些表述均在正式文件中修正，强调电网企业与其他主体承担对等责任。

从监测、考核方式看：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，国家按省级区域监测评价；各电力交易机构负责承担消纳责任的市场主体的消纳量账户设立、消纳量核算及转让（或交易）、消纳量监测统计工作。

市场交易与强制约束结合，可再生能源电力消纳交易优先

在强制约束各地最低消纳责任同时，国家能源管理部门试图引进市场交易的机制。在考核主体实际消纳可再生能源电量的同时，可以通过两种方式完成消纳量：

（1）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（简称“超额消纳量”），双方自主确定转让（或交易）价格；

（2）自愿认购可再生能源绿色电力证书（简称“绿证”），绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。

其中，各省级行政区域内的消纳量转让（或交易）原则上由省（自治区、直辖市）电力交易中心组织，跨省级行政区域的消纳量转让（或交易）在北京电力交易中心和广州电力交易中心组织下进行。

超额消纳量、绿证两类衍生品市场交易是一种创新机制。一则鼓励存量可再生能源加大市场消纳，二则补充可再生能源企业现金流，在获取电费收入的同时，增加企业营业收入水平。当然，两类交易模式的规则与约束条件也需要新的文件予以明确。

在可再生能源电力市场交易中，文件明确提出“做好消纳责任权重实施与电力交易衔接”，各电力交易机构优先完成与可再生能源电力消纳相应的电力交易。

“ 配额制” 量化分析： 2019-2020可再生能源消费预增1200亿千瓦时

跟2018年11月的第三次征求意见稿相比，消纳目标整体变化不大，有以下几点细节差异：（1）增加了2019年各省的消纳责任权重；（2）山东、甘肃、新疆下调了消纳责任权重。

与2018年11月第三次的征求意见稿相比，各省新能源消纳目标总体变化不大，正式文件：

（1）明确2019 年各省最低消纳权重、激励性消纳权重；

（2）下调新疆、甘肃、山东三地非水可再生能源消纳权重；

（3）提高2018年吉林省非水可再生能源激励性消纳责任权重，由16.0%增加到16.5%。

从2017年各省非水可再生能源指标完成情况来看，与2018年国家能源局设定的最低消纳权重相比，内蒙古、吉林、黑龙江、上海、福建、重庆、江西、云南、海南、新疆、宁夏等地已完成2018年目标，这些地区多是风电、光伏等新能源基地，具备可再生能源消纳权重转让、交易的条件。

根据可再生能源消纳目标以及2018年风光发电情况，我们测算2019-2020年新增风光装机需求。

根据国家能源局数据，2018年国内风电发电量3660亿千瓦时、太阳能发电量1775亿千瓦时，再考虑900亿千瓦时生物质能等其他非水可再生能源发电量，2018年非水电可再生能源电力消纳量为6335亿千瓦时（假设不考虑损耗及自用电量）。

假设2019-2020年各省全社会用电量增速为5%，初步测算2020年国内非水可再生能源消费电量为7500亿千瓦时，2 019、2020年累计新增非水可再生能源电量消费1200亿千瓦时左右。

按照光伏发电利用小时数1300小时测算，如果全部由光伏装机补充新增可再生能源供应，最近两年新增光伏并网装机92.3GW；按照风电利用小时数2200小时测算，如果全部由风电装机补充新增可再生能源供应，2019-2020年新增风电并网装机规模为54.5GW。