供给侧“断奶”，需求侧“发力”，清洁能源发展政策转向
来源：南方能源观察 | 0评论 | 3062查看 | 2018-06-26 09:46:03
世界纪录是用来连续打破的，在清洁能源消纳领域，中国试验探索行稳致远。
6月20日零时至28日24时，青海将连续9天216小时全部使用清洁能源供电，所有用电均来自水、太阳能以及风力发电产生的清洁能源，此举将继去年的“绿电7日”之后再创世界纪录。
2017年6月17日零时至24日零时，青海省实现连续7天168小时全部使用清洁能源供电，打破葡萄牙电网在2016年创下的107小时全清洁能源供电纪录。与去年相比，今年电网规模进一步扩大，全省电源装机达到2640万千瓦、负荷达到850万千瓦、日均电量1.89亿千瓦时，分别增长13%、17%和8%。其中新能源装机达1070万千瓦，增长42%，占比达到40.6%。预计新能源日均发电量5300万千瓦时，同时优化火电开机方式，进一步减少对火电依赖，仅保留确保北部电网电压支撑的火电最小出力，较“绿电7日”降低61%，电量全部通过市场交易方式送往外省。
青海试验仅仅是中国在清洁能源消纳上的一抹剪影。
2018年6月14日，中国电力企业联合会发布的《中国电力行业年度发展报告2018》（下称《发展报告》）中提到，新增装机规模创历年新高，新增装机的结构和地区布局进一步优化，新能源发电布局继续向东中部转移，弃风、弃光现象明显改善，四川、云南弃水电量也分别比上年有所减少。
在2017年年底召开的中央经济工作会议上，习近平总书记明确做出了用发电权交易增加清洁电力供应，加快电力市场建设，大幅度提高电力市场化交易比重等重要指示。李克强总理也在国务院常务会议上明确要求，持续激发市场活力和社会创造力，大力推动降电价。清洁能源消纳和降电价成为2018年电力行业的两大“重头戏”。
回溯清洁能源的发展进程，在很长一段时间里都持续在供给侧“发力”，运用财政补贴等激励工具促进开发，在拥有富裕新能源的西北地区形成了规模化装机。但近年来需求侧问题凸显，电源弃置严重，政策重点也随之转为提出更加明确的要求，赋予需求侧更加明晰的责任，通过市场化手段刺激需求。
供给增加，补贴承压
根据《发展报告》，全国非化石能源发电装机容量68865万千瓦，占全国总装机容量的38.8%，分别比上年和2010年提高2.2个和11.7个百分点，全国新能源装机占比16.5%，较上年提高3个百分点。其中，光伏扶贫、光伏领跑者、光伏发电上网电价调整等政策促进太阳能发电装机容量新增5341万千瓦，比上年多投产2170万千瓦。虽然才刚到十三五中期，风电、太阳能发电装机规模就已经超过国家十三五规划目标。
装机规模的大发展在很大程度上得益于曾经持续的“补贴”模式，但随着行业的不断发展，补贴“退潮”的迹象日益明显。
2018年5月31日，国家发改委、财政部、国家能源局发布《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（下称《通知》），进一步降低了纳入新建设规模范围的光伏发电项目标杆电价和补贴标准，普通光伏电站标准，“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电补贴标准也降低5分，具体为每千瓦时0.32元，符合国家政策的村级光伏扶贫电站标杆电价保持不变。《通知》还明确，发挥市场配置资源的决定性作用，加快推进光伏发电平价上网，所有普通光伏电站均须通过竞争性招标方式确定上网电价，国家制定的普通电价只是作为招标的上限价格。
《通知》引发光伏业界“地震”，甚至诸多新兴产业，如新能源汽车等也开始思考补贴政策的走向，并对本行业何时达到产业发展的不同阶段进行预估和测算。
国家可再生能源中心王仲颖、任东明、高虎2012年合著的《可再生能源规模化发展战略与支持政策研究》一书中预测，风电和太阳能发电会在未来数年内快速增加，导致可再生能源发电的费用分摊资金需求急剧增加。而中国公共财政资源仍然相对紧张，可再生能源的稳定财政收入支持机制并不清晰，可再生能源电力附加额度上升空间有限，可再生能源产业资金需求与有限的公共财政资源矛盾会日益突出。
据相关媒体报道，在2018年6月11日下午国家发改委、国家能源局召开的新闻发布会上，发改委价格司副司长张满英指出，降低电价的其中一大考虑就是补贴缺口增长过快。截至目前，可再生能源补贴资金缺口累计约1200亿元，并且还在逐年扩大。去年以来，分布式光伏发电呈现高速发展态势，今年1月-4月新增装机近900万千瓦，同比增长约1.8倍。按照分布式光伏新增1000万千瓦测算，每年需要增加补贴约40亿元，补贴20年，总计需要补贴800亿元。分布式光伏发展过快，也存在不少风险，需要通过价格杠杆发挥适当的调控作用。所以，这次分布式光伏发电补贴标准也相应下调5分。
2017年10月底，国家发改委、国家能源局联合下发的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源【2017】1901号）分布式市场化交易试点文件，很大程度上其原因也是为了减轻补贴压力，让分布式电源和用户之间能够拥有更多选择，为就近消纳创造更大需求。
鼓励清洁能源供给侧“大干快上”的政策环境正在逐步改变，推进需求侧消纳成为新的重点。
借力市场化，渐成“类电力库”
虽然激活需求并非易事，但也已经取得了看得见的成效：据国家能源局数据，2017年，全国弃风电量419亿千瓦时、同比减少78亿千瓦时，弃风率12%、同比下降5.2个百分点，是三年来首次弃风电量和弃风率“双降”；弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%、同比下降4.3个百分点。四川、云南弃水电量也分别比上年有所减少。
许多业内人士总结，全社会用电量较快增长、输电通道的进一步建设以及风电光伏装机逐渐从西部、东北地区向东、中部地区转移是“三弃”现象改善的主要原因。除此之外，电力市场化改革被普遍认为是让清洁能源供给与需求产生有效互动的良方。
在市场化改革开始一年不到时，北京电力交易中心曾发布2016年度银东直流跨区电力用户直接交易试点公告，购电方为山东省政府确认的电力用户；售电方为西北部省区的3个配套电源企业。此次交易是新一轮电力体制改革以来首个实现“点对点”跨省区交易的试点。到了2017年，锡盟线也开展了点对点直接交易。
2018年，《国家电网报》报道，北京电力交易中心会同有关省电力交易中心积极采用市场化交易机制，实施10个促进清洁能源消纳的相关市场化交易品种。其中，7个交易品种已经做到常态开展，包括清洁能源外送交易、清洁能源与火电打捆外送交易、清洁能源省间电力直接交易、新能源与电采暖/电能替代用户直接交易、清洁能源替代常规火电的发电权交易、清洁能源替代省内燃煤自备电厂的交易、清洁能源置换交易等。
除了常态开展的交易品种外，北京电力交易中心会同国家电力调度控制中心还探索试点开展其他3个市场化交易品种，包括抽蓄电站抽水电量与低谷新能源的交易、清洁能源应急消纳交易和跨区域可再生能源现货交易。
广州电力交易中心官方微信号消息，2018年6月11日，《2018年南方区域跨区跨省市场化交易工作方案》印发。根据方案，2018年在足额落实西电东送协议计划基础上，将利用西电东送通道富余能力组织云南、广东进行年度发电合同转让交易；积极推进广西市场主体进入跨省区市场，灵活开展广西送广东电力交易，推进云电送桂市场化交易；积极推进云贵水火置换交易，完善云贵水火置换交易机制，汛期组织开展水火置换交易。
然而，仔细观察就不难发现，让售电省区电厂与购电省区用户“直接接头”的跨区跨省交易落地并不多，由各地电网公司“搭桥”，促成电源之间的“替代”交易才是重头戏。
和上一轮改革区域市场发展受阻的原因类似，在“省为实体”的制度环境下，如果形成跨省竞争性市场，购电省区的发电企业将因为外来电增加而份额减少，收入随之受到影响，而电力输出省份的用户也会因为潜在的电价抬升而利益受损。
《发展报告》指出，电力改革与市场化建设已进入深水区。其中跨省区交易存在壁垒障碍。市场交易体系不健全、品种不完善、信息不对称，制约清洁能源跨区交易与消纳规模，难以体现市场对资源配置的优势。
在部分市场主体看来，市场化程度远远不够，但不得不说，电源间的发电权置换交易是目前促进清洁能源消纳实施难度最小、见效最
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