完善市场交易机制保障可再生能源电力跨越式发展

贾彦鹏

大力发展可再生能源，构建以可再生能源为主体的新型电力系统，是我国实现碳达峰碳中和目标的重中之重。要实现碳达峰碳中和战略目标，可再生能源将继续爆发式增长，逐步替代煤电成为主体能源，将深刻改变当前电力系统的形态和特征。必須坚持改革创新，以市场交易机制促进高比例可再生能源消纳。

一、碳达峰碳中和要求可再生能源继续跨越式发展

“十二五”以来，我国可再生能源进入大规模开发利用阶段。2020年可再生能源达到9.34亿千瓦，是2010年的3.8倍，2015年的1.95倍，占总装机的比重达到42.5%。可再生能源成为“十三五”期间电力增长的主要来源。尽管可再生能源已保持十几年快速增长，但距离碳达峰碳中和对清洁低碳能源体系的要求仍有很大距离。根据测算，2020年我国碳排放量达到104亿吨，其中电力行业约占总排放量的42.5%。目前，燃煤机组的发电量占全社会总发电量的比重仍超过70%。推动电力行业深度脱碳，构建以可再生能源为主体的新型电力系统，是实现碳达峰碳中和的重中之重。

根据相关规划，到2030年，水电装机规模需由2020年的3.7亿千瓦增长到5.2亿千瓦，抽水蓄能电站要由2020年的0.32亿KW增长到1.2亿KW，风电和光伏要由2020年的6.5亿KW增长到12亿KW，平均每年需新增5500万KW，高于2010—2020年间平均每年新增装机量。据测算，到2060年需新增可再生能源装机60亿千瓦，即未来四十年要增长6.4倍。未来我国能源需求仍将保持增长，新增能源需求将必须依靠增加可再生能源供给来满足。在迈向碳中和道路上，我国可再生能源仍需要继续爆发式增长。

二、平价上网时代打开了可再生能源发展空间

在可再生能源发展初期，由于发电成本远高于传统能源，为促进产业发展，我国采用上网标杆电价制度保障投资收益。超出燃煤机组的电价部分，通过征收可再生能源电价附加实现全网分摊补贴。在规模效应和技术创新的推动下，近十几年来可再生能源的技术成本快速下降。2017年投产的风电、光伏电站平均建设成本比2012年分别降低了20%和45%。国家相应也逐步下调上网标杆电价，由2013年的0.9—1.0元下降到2020年的指导价0.39—0.45元。一些资源丰富地区在2019年前后，已实现市场竞价确定的上网电价与脱硫燃煤机组上网电价持平甚至更低。2021年起，除户用光伏外，新备案的集中光伏电站和工商业光伏、陆上风电全部平价上网，可再生能源正式进入平价上网时代。

电价补贴是我国可再生能源能够迅猛发展的最重要原因。但由于可再生能源发展速度超出预期，可再生能源电价附加征收标准也不宜持续上调，补贴资金缺口持续扩大。截至2018年底，累计补贴资金缺口高达2331亿元，影响了企业正常经营与发展。在补贴政策下，可再生能源发展规模受可再生能源附加资金的总量限制。而进入平价上网时代，标志着可再生能源摆脱了补贴政策的依赖，正式进入“成熟期”，项目的经济性受到了市场的检验。目前，光伏和风电相比传统能源的劣势在于波动性和灵活性尚未解决，但随着发电成本继续下降，一旦发电成本叠加系统购买灵活性的成本也低于传统能源时，可再生能源将在经济性上实现对传统能源的超越，将正式进入纯经济驱动的新阶段，彻底打开了产业的发展空间。

三、完善可再生能源电力消纳保障机制

确保高比例的可再生能源实现消纳，不出现大范围弃水弃风弃光是可再生能源发展的关键。2020年起，我国正式建立起可再生能源消纳保障机制，该机制是中国版本的可再生能源“配额制”，通过设定最低消纳责任权重，明确地方政府和全体电力用户承担消纳责任，激励各地更多开发利用可再生能源，电力受端省份提高受纳可再生能源的意愿，是促进可再生能源消纳的重大举措。

一是以消纳保障机制作为引领电力绿色转型的长效机制。将消纳保障机制纳入国家法律法规，推动我国支持可再生能源发展的政策框架由“固定电价+全额上网”向“消纳责任权重+绿色电力交易”转变，将可再生能源消纳保障机制融入国家电力体制改革进程，实现绿色电力消纳责任和成本全社会共担，政府职能由直接下场指导转变为对监管考核消纳责任主体。

二是完善可再生能源消纳责任权重分配机制。一方面以关键年份国家非化石能源消费占比为锚点，倒推确定国家和各省可再生能源及非水可再生能源消纳责任权重，逐年提高责任权重，适当提高各地完成的难度。另一方面，目前各省的责任权重与本地资源条件挂钩，差异较大。原则上，全国全体电力用户共用同一个大电网，应公平分担消纳责任权重，逐步实现各省消纳责任权重趋同，进一步激发东部等电力负荷中心的消纳潜力。

三是监督各类主体承担消纳责任。目前除电网售电企业外，其他售电企业和电力用户的消纳责任并未有效落实。应完善消纳量的核算与履约方式，电网企业保障性收购的可再生能源电量，首先免费分配给由电网企业代理的居民、农业、公用公益性事业和非市场化用电量对应的消纳责任权重，剩余部分通过超额消纳量交易出售给未完成责任权重的市场主体。鼓励市场主体通过电力市场交易、开发利用可再生能源、购买绿证等方式落实消纳责任。

四、建立适应高比例可再生能源的电力交易体系

加快构建中长期交易为主、现货交易为补充的交易体系，更好的发挥可再生能源边际成本优势，提升电力市场交易的竞争性和对可再生能源的消纳作用，促进电力交易成本下降。

一是有序放开可再生能源发用电计划。重新审视优先发电制度。过去可再生能源属于从属地位，无法与传统机组竞争，为保障快速发展而赋予其优先发电的特权。未来随着可再生能源成为主体能源，燃煤机组主要承担灵活性保障，应适时调整可再生能源“优先发电”的定位。随着可再生能源规模继续扩大，发电环节市场主体增多，市场份额竞争将更加激烈。从深化电力体制改革来看，减少计划调控，有序放开可再生能源发用电计划将是主要方向。

二是完善中长期电力交易。充分发挥中长期交易稳定收益、规避风险的基础作用，完善市场交易规则，提高市场运行效率。推广带曲线的中长期交易，确定发用电双方的偏差责任，发掘可再生能源的时空價值，提供明确价格信号，为可再生能源参与电力现货市场创造必要条件。

三是加快推进电力现货市场建设。总结现货市场试点经验，进一步推进现货市场建设，充分发挥电力现货市场发现价格、充分竞争的作用，形成分时定价机制，合理确定现货市场价格上限，推动新能源有序进入电力现货市场，挖掘用户侧的灵活性潜力，采用灵活价格机制促进可再生能源消纳。

四是建立辅助服务交易市场。对承担调节负荷、为电力系统安全稳定运行提供灵活性服务进行市场化定价，将调峰等辅助服务费用纳入用户侧价格，让用户主体公平承担电力系统平衡稳定的责任和成本，提高调节机组参与辅助服务市场的积极性。建立调峰阶梯价格机制，以更高补偿价格激励调峰机组增加调峰深度。

五、推动可再生能源全面参与电力市场交易

我国长期以来要求可再生能源全额上网，实行保障性收购，执行上网标杆电价或竞价形成的固定价格，不参与市场化交易。但随着可再生能源规模的迅速扩大，“保价保量”收购可再生能源已难以实现。发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动可再生能源参与市场化交易将是大势所趋。

一是强化保障性收购与市场化交易的衔接。在当前全额保障性收购框架下，确保保障性收购年利用小时数以内电量，按“保量保价”原则收购，执行燃煤机组标杆上网电价。减少市场交易电量限制，超出保障性收购年利用小时数之外的电量，按“保量竞价”原则，通过双边协商、挂牌交易等方式参与本地电力市场交易或外送电力交易，以市场交易价格结算。

二是扩大省间可再生能源电力交易规模。充分挖掘省间通道富裕容量，推动跨省电力交易中可再生能源电力的比例逐年提高。控制省间外送电量中煤电比例。积极开展送端可再生能源与常规电源打捆外送交易，开展送端可再生能源的电力与受端传统能源发电权交易、新能源发电企业与燃煤自备电厂调峰替代交易等多种交易方式，扩大新能源跨区跨省交易规模。

三是大力发展绿色电力交易。扩大绿色电力交易试点范围，积极引导有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易，逐步减少政府干预和组织，实现绿色电力交易常态化，促进绿色电力交易统一开放、竞争有序。优先组织未纳入补贴范围的风电和光伏电量参与交易，适时将水电、生物质能纳入绿色电力市场交易品种。为绿色电力交易购买方核发相应数量的绿色电力证书，完善消费侧购买绿色电力的激励政策。

四是探索分布式发电市场化交易。扩大可再生能源分布式发电市场化交易试点。各省和市县建立分布式发电市场化交易平台和模块，探索分布式发电直接售电给电力用户、委托电网售电等模式，组织分布式发电项目与就近电力用户签订中长期电量交易合同，就近利用可再生能源，解决“隔墙售电”的难题。

五是拓展可再生能源市场交易品种。探索可再生能源电力供暖市场交易模式，推广由供电公司代理区域电采暖用户在绿色电力交易市场开展挂牌交易，提出采暖电量需求和挂牌电价。

六、建立促进绿色电力消费的制度体系

培育用户侧绿色消费意识，拓展绿色电力消费需求，进一步丰富绿色电力消费的产品开发和供给，扩大绿色电力交易市场。

一是可再生能源电力消费不计入能耗总量和碳排放考核。完善能耗双控制度，重点控制化石能源消费总量，对超出可再生能源消纳权重激励标准的地区，超出最低消纳权重的可再生能源消费不占用能耗总量。承担消纳责任权重的电力用户（含自备电厂），消纳的可再生能源电力不折算进入能耗总量与碳排放总量，激励地方和企业消纳更多可再生能源来满足日益增长的能源需求。

二是推动增量配网高比例消纳可再生能源。深化增量配电业务改革试点，加强增量配网建设的引导，保障增量配网与电网企业的平等和独立地位，理顺增量配网与电网企业的电费结算关系。充分发挥增量配网大规模消纳可再生能源电力的优势，落实增量配网的可再生能源消纳责任权重，积极推动以高比例消纳可再生能源为目的的增量配电业务改革试点。

三是改革“绿色电力证书”交易市场。完善绿证交易机制，新发“绿证”应以平价上网无补贴的绿色电力为主，重新构建以无补贴绿电为主的绿证交易市场，推动绿证交易由替代补贴向补偿绿色属性转变。推动承担可再生能源消纳责任的市场主体通过购买绿证完成消纳责任权重。完善企业、个人自愿购买绿证的激励政策，增加市场交易量和活跃度。

四是探索绿色电力、绿证交易与碳交易相互衔接。以国家碳减排控制目标和电力转型目标为依据，从协同减排的贡献上对两类市场进行设计和作用范围区分，设计指标互认和抵扣机制，打通交易壁垒。研究推动碳交易主体购买绿电、绿证减少碳排放，探索核证自愿减排量交易与绿证交易相衔接。

（作者单位：国家发展改革委体管所）