“十四五”是我國加快能源綠色低碳轉型、落實應對氣候變化國家自主貢獻目標的攻堅期，我國新能源進入全新的發展階段，基地化、集群化、一體化開發模式，聚焦與融合，多元賦能，勢必加速能源結構調整，為新能源發展提供更大空間。而新能源高質量發展道路上的“攔路虎”——消納問題，自然成為重點攻堅對象。
我國新能源電力消納現狀
新能源裝機及消納情況
“十四五”開局之年，在“雙碳”目標的引領下，2021年，我國新能源發展邁上新臺階，裝機規模突破10億千瓦，達到10.63億千瓦，占總發電裝機容量的44.8%。其中，風電裝機3.28億千瓦，光伏發電裝機3.06億千瓦，分別占總裝機容量的13.8%和12.9%。海上風電新增并網裝機更是創歷年新高，新增并網1690萬千瓦，累計裝機規模達到2638萬千瓦，躍居世界第一。
受2020年風電、光伏“搶裝潮”影響，風電、光伏發電集中并網，2021年風電、光伏發電量大幅提升，全年累計發電量9785億千瓦時，同比增長35%，占全社會用電量的比重首次突破10%，達到11.7%，同比提升2個百分點。2021年全年，全國棄風電量206.1億千瓦時，風電利用率96.9%，同比提升0.4個百分點；棄光電量67.8億千瓦時，光伏發電利用率97.9%，與去年基本持平。
新能源爆發式增長與用電需求增長放緩矛盾突出。2017~2021年，近五年全國全社會用電量年均增長6.6%，同期電源裝機年均增長7.46%，風電裝機年均增長高達17.62%，而光伏裝機年均增長高達33%，新增用電市場難以支撐各類電源，特別是新能源電力的快速增長。
當前新能源消納主要政策
近年來，國家有關部門密集出臺相關的政策，從可再生能源消納機制的建立，到能耗“雙控”制度逐步完善，從全國碳交易市場啟動，到綠色電力交易試點工作方案的發布，行政和市場雙管齊下，有形與無形之手，都在為促進我國新能源高質量發展，解決補貼退出后的市場激勵問題，引導全社會積極參與綠色低碳轉型而努力。
2019年5月可再生能源電力消納保障機制（俗稱“配額制”）出臺，按省級行政區域對電力消費規定應達到的可再生能源電量比重，包括可再生能源電力總量消納責任權重和非水電可再生能源電力消納責任權重。旨在通過電源消納結構調整引導行業發展，標志著能源低碳轉型發展長效機制的建立，各市場主體通過實際消納可再生能源電量、購買其他市場主體超額消納量、認購綠證等三種方式完成消納責任。但是要真正落實可再生能源消納責任，需要科學確定消納責任權重，發揮目標導向作用，建立有效的監管機制，同時完善綠色電力證書交易。
自2017年起，我國開始實行綠色電力證書(簡稱“綠證”)自愿認購，主要目的是減輕新能源補貼壓力和引導綠色電力消費觀，促進清潔能源利用。目前，補貼目錄內的陸上風電和集中式光伏以及平價項目可向國家可再生能源信息管理中心申請核發綠證，取得綠證后，發電企業可以將綠證賣給有需求的消費者，消費者自愿認購。認購綠證越多，代表使用綠電越多，但由于綠證交易機制下，綠電和綠證“證-電”分離，并不能代表消費者實際消納了對應的綠電。由于實行取代補貼的政策，補貼新能源項目的綠證價格往往偏高，認購率很低。2021年全面實行配額制下的綠證交易，平價新能源項目綠證進場交易，綠證價格大幅下降，線上掛牌價格一般為50元/兆瓦時，線下大宗交易價格多在20～50元/兆瓦時，由于缺少配額制的有效加持，綠證的剛性需求不足以及對綠證的認可度不高等原因，綠證交易始終“低溫運行”,未發揮其應有的作用。目前國內綠證市場仍是自愿市場，消費綠證或綠電均是企業的自主行為，綠證購買者主要是外資企業、出口加工企業等。
所謂綠電交易，特指綠色電力的中長期交易，即用電企業直接從光伏、風電等新能源發電企業購買綠色電能并獲得相應的綠色電力消費認證。在綠電交易中，綠色電力消費憑證直接向終端用戶頒發，實現了綠電消費和綠證的統一。
綠電交易面臨的困難
政策與機制方面，綠電交易與其他政策和市場機制的銜接不暢。近年來，圍繞我國能源綠色低碳轉型，配額制、碳交易、綠證交易等相關政策和市場機制應運而生，相互交織影響，政策的落地以及作用的發揮不可能完全按照理論實現，需要經歷復雜而曲折的過程。當前我國電力供需以省內平衡和就地消納為主，缺乏促進清潔能源跨區跨省消納的強有力政策、合理的電價和輔助服務等必要的補償機制，省間壁壘突出，跨區跨省調節電力供需難度大。綠電交易是連接綠證市場和碳交易市場的“粘合劑”，為實現“電-碳”兩個市場聯動發揮著重要作用。當前我國綠證交易、綠電交易和碳交易因“促進綠色低碳發展”的共同目標而生，在運行機制上卻出現“本是同根生，相煎何太急”的沖突。一是綠電市場與碳交易市場可能存在著重復支付環境費用的缺陷，統一的“電-碳”市場計算標準尚未形成，造成“電-碳”市場缺乏有效銜接；二是綠電市場和綠證市場對于“證-電”合一與分離存在明顯分歧。《綠色電力試點方案》采取“證電合一”的方式，只針對能夠參與綠電交易的風、光發電量，對于沒有參加綠電交易的，還是證電分離的，這種差異就導致兩個市場機制證電關系紊亂。
據悉，自去年9月綠電交易試點啟動后，只有廣東、河北、山東、浙江、江蘇等省份開展一些綠電交易，但綠證在國家可再生能源信息管理中心與電力交易中心之間的核發劃轉通道卻遲遲未能打通。
技術與市場方面，我國電力規劃發展存在網源不協調、能源生產與消費中心逆向分布、缺乏靈活調節電源系統調節能力不充足等問題,加之區域壁壘和地方保護阻礙，導致跨區域綠電交易實際困難重重。風電裝機集中的“三北”地區，遠離負荷中心，難以就地消納，其他新能源富集的大型能源基地，都不同程度存在與開發配套的電網送出項目規劃、核準相對滯后，跨省跨區通道能力不足等問題。同時新能源發電具有間歇性、波動性等特征，對電力系統調峰能力提出很高要求，而目前系統缺乏靈活調節電源，調峰能力不足。多重因素作用下，出現綠電富集高供給的“三北”等地區綠電“滯銷”，綠電高需求的東部發達地區綠電“脫銷”，進而造成綠電市場化定價機制的失靈。
消費與理念方面，目前我國能源消費模式向綠色低碳轉型的意識還亟待增強，傳統用能習慣需要進一步改變。和很多發達國家相比，我國的綠電交易還處于自愿交易市場，沒有實現配額強制交易與自愿交易的融合，這就使得許多企業對于綠電的需求并不迫切，降低了綠電交易市場需求端的活力。我國綠電交易的消費者主要是那些已提出100%綠色電力生產目標的企業和自覺減碳以幫助產品獲取更大國際競爭力的企業，而這些企業往往僅局限于大型的跨國企業集團或者有強烈出口需求的企業，綠電對于龐大的國內企業缺乏吸引力。
關于綠電交易促消納的思考
完善新能源領域政策體系，統籌謀劃協同推進，實現體制機制有效銜接。作為碳達峰碳中和“1＋N”政策體系中能源領域發布的綜合性政策文件，《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》提到要在“十四五”時期，基本建立推進能源綠色低碳發展的制度框架，形成比較完善的政策、標準、市場和監管體系，構建以能耗“雙控”和非化石能源目標制度為引領的能源綠色低碳轉型推進機制。可再生能源電力消納保障機制于2020年正式實施，但在實際運行中，存在各省份消納責任權重指標寬松，分解落實不夠，對市場主體考核剛性不足，監管機制有待完善等問題，實際執行也以省間超額消納量交易為主，對綠證，甚至綠電需求的有效推動作用甚微。應增強可再生能源電力消納責任權重的引導作用，強化綠電、綠證與可再生能源電力消納保障機制的有效銜接，建立綠電（證）消費強制市場，形成“配額制+綠證”機制，通過科學合理地分解消納責任權重，調整超額消納量交易范圍，可以將其交易限制在省間交易，用于實現省與省間的消納平衡，積極擴大可再生能源電力的輸送消納區域，通過綠證市場，發揮不同地區間資源互補和跨時空調劑的作用，助力配額制順利實施，實現新能源的全局優化發展。
加快構建新型電力系統，促進新能源與常規電源協調發展，為新能源消納提供有力支撐。今年1月，國家發展改革委、國家能源局印發《“十四五”現代能源體系規劃》，就加快能源結構綠色低碳轉型，提出2025年非化石能源消費比重達到20%的目標，“十四五”時期重點加快發展風電、太陽能發電，推動構建新型電力系統，促進新能源占比逐漸提高。加大力度規劃建設以大型風電光伏基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節能的煤電為支撐、以穩定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系。強調優化能源輸送格局，統籌布局新增電力流，充分挖掘存量通道的輸送潛力，到2025年，“西電東送”能力達到3.6億千瓦以上。要求新建輸電通道可再生能源電量比例原則上不低于50%。隨著規劃的實施，重點圍繞“風光水（儲）”“風光火（儲）”等多能互補的清潔能源基地建設，加快以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地項目建設。按照《“十四五”新型儲能發展實施方案》，儲能發展的相關體制機制將進一步理順，推動新型儲能在電源側、電網側、用戶側發揮促進新能源消納的作用。
加快推進全國統一電力市場體系建設，完善交易機制形成市場合力。為打破省間電力交易壁壘，實現電力資源在更大范圍內優化配置，提升電力系統穩定性和靈活性，國家發展改革委、能源局出臺了《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，建設全國統一電力市場成為構建新型電力系統和實現“雙碳”目標的重要抓手。加強電力市場建設與優發優購制度、可再生能源法、消納責任權重、安全保供支撐電源等相關政策的統籌協調，推動新能源參與市場，明確新能源市場地位及應承擔的責任等。未來隨著新能源裝機進一步提升，需建立合理的市場機制，統籌電力市場、碳市場協同發展。尤其在價格方面，建立健全“電-碳”市場價格聯動機制，市場機制與配套政策協同推動，促進新能源消納。
