2019年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》。《通知》以《可再生能源法》为依据，提出建立健全可再生能源电力消纳保障机制。核心是确定各省级区域的可再生能源电量在电力消费中的占比目标，即“可再生能源电力消纳责任权重”。目的是促使各省级区域优先消纳可再生能源，加快解决弃水弃风弃光问题，同时促使各类市场主体公平承担消纳责任，形成可再生能源电力消费引领的长效发展机制。

记者就《通知》涉及的相关问题采访了国家发展改革委能源研究所可再生能源中心副主任陶冶。

新政恰逢其时

“从2017年开始征求意见，征求意见稿从第二稿的30多条20多页，到第三稿中十余条，5页纸。每一次收到的反馈意见都超过几百页。但是这个政策最终能够出台，没有胎死腹中，说明这是符合社会对绿色能源需求的政策，既是行业发展到现阶段的内在要求，也是每年写进政府工作报告中，健全《可再生能源法》的外部环境要求。”作为参与和见证《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（以下简称“消纳保障机制”）制定出台全过程的亲历者，国家发展改革委能源研究所可再生能源中心副主任陶冶对此颇感欣慰。

可再生能源行业从来不缺政策，消纳保障机制却是最“难产”的一个。

作为消纳保障机制的前身，配额制早在我国可再生能源产业发展初期，就被作为《可再生能源法》的相关条文圈定在政策法规制定的考虑范畴之内。陶冶回忆，配额制被真正提上议事日程，是在2005年可再生能源法立法阶段，而配额制的研究则可以追溯到更早前的2000年初，当时从国外引进了各种可再生能源政策和手段，以供政策制定者们研究哪一种政策可以更好地在我国落地。

国际上通用的配额制与固定电价这两种可再生能源发展政策，无论是在实施路径还是方法论上都截然不同，后者因政策模型更为简单、对企业保护性更强，更适合产业发展初期现状的优势成为更优选，结合财政补贴沿用至今。

尽管在激烈的争辩中，写入立法的首次“流局”，被业内人士认为“有可能错失了在我国执行配额制的最佳时机”。但我国可再生能源行业在系列产业扶植政策的引导下，迅速积累了技术优势和产能规模，2018年光伏、风电的装机和发电量均已坐上世界头把交椅；可再生能源已成为我国新增电力的主力替代电源，在承载了更多能源转型重任和寄托的同时，也成为带动制造业发展和推动国家经济转型的重要引擎。

然而，单独饲以“胡萝卜”也有政策的“副作用”。继2010年我国风电出现首次明显弃风，到2016年解决弃风弃光问题被作为政治议题摆上中央领导的办公桌，可再生能源发展的不均衡、“重建轻用”导致的消纳矛盾日益突出，随着全国电力装机走向整体富余叠加经济结构转型调整，逐步收窄的消纳空间与日益膨胀的装机数量出现明显错位，弃风弃光已经演变到了不容忽视的地步。

更为紧迫的是，作为可再生能源补贴的唯一来源，可再生能源基金电价附加的线性累积，俨然不能满足风电、光伏产能几何数量级的增长势头。正如业内人士所述，“谁也没有料想到新能源会发展到如此规模。”

财政补贴的捉襟见肘使得可再生能源企业诚惶诚恐，“三弃问题”的恶化趋势也促使主管部门重新思考可再生能源产业政策的引导方式。

陶冶告诉记者，从全球促进可再生能源发展的政策措施来看主要分为三个方面，一是制定可再生能源发展的战略目标，明确可再生能源在未来能源转型中的地位；二是制定支持可再生能源产业化发展的经济激励政策，包括采用招标系统、设立固定电价，或采用固定补贴和税收减免等措施；三是制定强制性可再生能源市场份额政策。

推进电力市场化需要具有市场约束力的手段，曾被“弃用”的配额制被再次摆上台面。

2012年，国家能源局发布的《可再生能源发展“十二五”规划》中，以较大篇幅提出了“建立可再生能源发展目标考核机制”、“实施可再生能源电力配额制度”等作为配合规划实施所需的必要政策保障，明确了地方政府、电网企业、达到规模的大型发电企业完成可再生能源的目标和要求。2014年《可再生能源配额考核办法（试行）》进一步明确了2015年、2017年、2020年三个时间节点全国各省（区、市）需要完成的配额指标。

与政绩考核挂钩是配额制的理想“配置”，是能够促进地方政府完成配额的原生动力，但这需要一套全国性的顶层机制和更高决策层的支持。

很显然，无论是落实和实施配额制的市场条件的缺位，还是疏导和分摊可再生能源发展经济代价途径的缺失，当时我国的制度基础并不具有实施配额制的外部环境。部分地方政府和相关发电企业表现出了明显的抵触情绪，矛头则直指配额制的“计划色彩”。而后续国家能源局出台的试图软化对于地方政府考核的《关于征求建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额制考核有关要求通知意见的函》，以及《建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，也在一片喧哗中再度“流产”。

陶冶在回顾配额制的发展历程时总结道：“配额制作为保障可再生能源消纳的强制性目标，意在促进电力系统的运行机制、资源配置、运行区域为满足消纳目标进行强制性调整。这需要健全配套的考核及激励机制，也需要市场环境作为后盾确保其实施的可操作性。”

诚如陶冶所述，美国、英国等电力市场成熟的国家，普遍采用强制性市场份额，以电力市场为基础促进可再生能源的开发利用。对参与市场竞争的电力供应商提出约束性市场份额的要求，并通过绿色电力交易证书实现强制性市场份额的流转。可再生能源电力企业除了通过电力销售获得电价收入外，还可以通过绿证交易获得额外收入。

对于配额制的研究虽未曾中断，而真正的转机则蕴藏在电力市场化改革的持续发力中。随着电力市场规则体系建设的推进，发用电计划逐步放开，售电公司和电力交易机构等市场化元素走向成熟，通过市场化手段，可以为地方政府及相关企业等利益主体提供更多可能因实施配额制而造成的利益出让和减损的缓冲途径，为配额制再次进入公众视野作下良好铺垫。

与此同时，从2018年中相关政府部门出台光伏“531新政”以严控补贴项目规模，到2019年前四个月密集出台的多部风电、光伏产业政策，既明确了2021年新能源平价上网的时间节点，也对2020年新增项目补贴资金的上限和规模指标的配置加以严控，并以陆续公布的指导性价格作为竞争性配置的商业价格。

当供给侧的政策空间逐步收窄，业内翘首消费侧的刚性空间。被认为是确保实现可再生能源顺利进入平价时代关键政策的配额制，在其实施的法律和政策基础已然成熟的环境下，迎来了出台的最佳时机。

“目前困扰我国可再生能源发展的两大问题，一个是补贴资金，另一个就是消纳。此次消纳保障机制的出台，从文件名称的修改就可以看出，首先就是要解决消纳，解决新能源‘大而不强’的问题。而从远期来看，一方面是通过绿证、超额消纳量的市场化交易行为给予义务主体和发电企业经济激励和多元化的收益来源，同时，对于补贴问题的解决，绿证交易至少是可选的方案和手段之一。进而通过这样的保障机制扭转、促进和延续电力消费者购买可再生能源的意愿和行为。”陶冶说。

回溯消纳保障机制的演进历程，其浓缩了我国可再生能源发展的每一个片段。这其中不仅有新能源企业从弱小到强大经历的每一次磨砺，还有大省间的博弈、地方政府和配额政策的针锋相对；既有电网企业为完成消纳角色的扮演而付出的努力，在未来还会有售电公司、电力交易机构的参与和支撑，更值得期待的，是电力市场为可再生能源发展提供的更大平台和依托。

“消纳保障机制的出台，会极大地推动我国电力市场中绿电的交易规模、交易的参与度和活跃度；同时通过强制性或者约束性的消纳权重，为可再生能源在消纳侧争取到了刚性的市场空间。”陶冶说，“此次出台的消纳保障机制并没有将可再生能源企业纳入考核义务主体，加之以往通过规模指标、固定电价对于供给侧的激励，对于可再生能源产业来说都是正向积极的促进，而政策空间的迁移并不意味着国家降低了对于可再生能源发展的需求与要求，而是希望未来通过更多企业和企业间的竞争，技术与技术间的竞技，促进可再生能源更高质量的发展。”

可以预见，更多的可再生能源进入电力市场是必然的，可再生能源在电力市场中实现自我竞争和优胜劣汰也是必然的。在“十四五”以及更远的未来，无论是对于带补贴的存量项目，还是即将到来的第一批20.76万千瓦平价项目，在同等市场地位下，以何种技术、何种规模、何种经济性来满足这样的消纳空间，更多的是依靠可再生能源企业对于行业的整体研判，以及依靠市场行为进行的全局优化。

毕竟，消纳保障机制是以最低成本实现能源转型的选择之一。

破解消纳困局

对于地方政府在完成国家能源转型中的重要性，已经在业内达成了一致认知，曾有业内人士直言不讳：“只要上面明确地方政府需要承担可再生能源的消纳责任和义务，所有问题就都可以解决。”

对比3轮征求意见稿和最终公布文件的变化，在核心思想和主体框架的方略上并没有发生重大改变，在义务主体、权重指标和豁免机制等细节设计中也仅作了细微调整，而对于消纳责任考核方式的修改，则成为政策公布后对于落实执行力度和效果的最大担忧，引起了业内热议。

从考核地方政府到考核售电公司，从与政绩挂钩到排除在考核义务主体之外，数年间的数易其稿，其中势必涉及到多主体间利益诉求的权衡与平衡。而在“温和”与“硬核”间的尺度拿捏，又是否会因回避阻力而导致筹划力度的缺失，进而影响整体执行的效果？

“此前绝大部分业内人士都认为，消纳保障机制没有把地方政府作为考核义务主体，是没有抓住牛鼻子，但是如果参看近期公布的各省区消纳监测报告，相信大家也会越来越理解和明白，通过与‘一票否决制’的双控考核、非化石能源占比目标等等这些已经与政绩考核相挂钩的工作衔接，约束力是毋庸置疑的。”陶冶告诉记者，就考核而言，尽管目前国家能源局无法对省级政府、电网公司通过经济手段实现强有力的约束，但仍可以通过相关信息通报、约谈等手段，激发参与和实施消纳保障机制的积极性。比如国家能源局历年发布的《全国可再生能源电力发展监测评价报告》就可以看作舆论监督的手段。

除此以外，为了确保消纳保障机制的实施效果，此轮政策制定还将地方经济运行局和能源派出监管机构的职能涵盖在内。一方面考虑是基于经济运行局作为地方电力系统运行的直接管理和归口单位，不仅安排传统火电的发电计划，同时对于科学合理制定省级可再生能源消纳方案，以及部门间的协调都有着举足轻重的作用，使可再生能源消纳能够更加贴近市场。另一方面，通过强化国家能源派出机构在落实消纳保障机制中的监管职能，力求对各地区消纳能力，以及义务主体的消纳完成情况予以监督。

如果从省级政府的角度而言，无论是出于当前经济环境的影响，还是出于对省内GDP的考量，选择更符合地方经济利益的发展道路无可厚非。也正因如此，此次消纳保障机制也给予了地方政府更多自主决策权和灵活性资源配置的让渡，省级政府可以结合本省可再生能源发展地位、产业结构情况、资源情况以及电力市场的建设情况，结合节能减排、碳减排、双控指标，自行决定完成国家设定的消纳配额指标的方式。

国家能源局近期发布的《2018年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》显示，作为清洁能源示范省的浙江，2018年度可再生能源消纳量为826.98亿千瓦时，同比下降1.5%。随着中东部省份用能空间的逐步收窄，浙江省成为目前第一个公开购买绿证的省份，通过200万个绿证增加20亿千瓦时的可再生能源消纳量。

“在政策的实施初期，我们并不希望大部分省份完不成指标，从目前的消纳权重指标的配置情况，以及政策配套机制来看，执行效果是不存在疑问的。在接下来到政策正式实施的2020年，既是倒逼捋顺流程的过程，也是整个电力系统上中下游的各个主体，包括能源部门、监管部门、政府部门理解和清楚整套机制运行的过程。因为这套机制不仅涉及到电力体制改革前未曾出现的售电企业、微网、增量配网业主，同时还涉及跨省区之间的协调交易和绿证、超额完成量的交易。同时，相应的配套机制和消纳权重指标也会进行逐步完善和动态调整。当然，这其中也包括对东部地区承担更多消纳任务的讨论。”陶冶说。

从我国政府签订《巴黎协定》就应对全球气候变化作出庄严承诺，到《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》中提出2025、2035年非化石能源占一次能源消费比重分别超过18%和27%的目标；从党的十八届五中全会提出重点地区实行能源消费总量和强度“双控”行动，到2017年国家电网公司发布20项措施力图解决可再生能源限电难题，能源转型这一既关系到国家能源安全命脉，又涉及到资源、经济、民生的战略命题，得到了从中央到地方的广泛关切。但对于究竟该以资源富集的西部地区为抓手，还是优先在能源结构相对较差的东部地区落脚，业内始终存在争论。

曾有观察人士认为，西部省份的能源结构中可再生能源占比已经达到或超过20%，需要转型的并不是这些省份。而东部省份一个省的用电量就可以甩掉西北、东北电网的合计用电量，如果仅仅依靠西部省份，是不可能实现真正的能源转型。

“我并不认为东部地区在能源转型的节奏或动作上慢了或是少了，如果从政府的主动作为来看，从促进包括海上风电等分布式电源发展，到积极利用输电通道消纳，或者是对于省外来电和绿证购买的积极性来说，东部地区反而是走在前面的。”陶冶说，“考虑能源转型，既要看到东部地区风光资源、土地资源不足的劣势，也要考虑他们作为负荷中心、经济发展中心良好的消纳潜力，因此首先要鼓励东部地区分布式能源的充分就地消纳，同时尽可能发挥特高压输电通道的优势，以东部省份消纳潜力来整体提高国家对于可再生能源的利用规模。”

根据消纳保障机制2020年度的指标测算，酒泉—湖南、扎鲁特—山东、宁夏—山东、上海庙—山东、宁东—浙江等特高压输电通道中，可再生能源电量的比例均不低于30%。

对于中东部受端省份而言，接纳更多的省外来电，即意味着压缩省内的发电空间，即便是风电、光伏的价格再低，降低本省内的火电出力，最终直接影响的还是与地方经济挂钩的省属能源企业的收益；同时，大部分特高压受端省份还承担着外送水电的接纳任务，在刚性计划指标下，更大规模的新能源电量同样意味着更大的调度压力和额外的调峰成本。在用电量低迷的形势下，无论怎么算，都不是一笔划算的买卖。

“随着电网的互联互通，特高压输电通道建设完工，以及更多的市场化交易行为，让我们看到了通过市场化手段打破省间壁垒机制性障碍的可能，也让我们逐渐意识到在跨区输电通道或是特高压输电通道落地端可再生能源电量的分配中，方法学和计量方法逐步完善的必要性。”陶冶给记者举了一个例子，以日内波动性较大的风电为例，在夜间满发时，如果受端省份愿意压低省内火电出力，那么按照浓度计量法，夜间输电通道内风电的浓度占比自然就会提高，而受端省份通过日内机组开机序列的调整安排，将火电机组的夜间和日间发电小时数优化，在不改变省内火电机组总发电量的前提下，即便消纳空间有限，依然可以通过更先进的计量手段形成的更多购买方式，完成更可观的可再生能源消纳量。

“可再生能源消纳权重在满足国家能源转型要求的前提下，作为刚性指标落实下去，不仅需要研究机构、交易机构发挥聪明才智，还要有送受两端省份的协商和认可。通过实际运行情况逐步验证了消纳保障机制的合理性和可行性，下一步我们可能会在逐步提高东部地区可再生能源占比上，在如何促进西部地区绿色电力在东部地区落地消纳的事情上加以研究和推进。”

在送端地区消纳遇阻、而受端地区能源双控趋紧的当下，通过消纳保障机制实现能源资源更大范围的合理配置，外来电将不再是“烫手的山芋”。而作为国家能源战略中“四梁八柱”的前瞻性、引领性政策文件，消纳保障机制或许是解决可再生能源发展不均衡的一剂良方。

弥合补贴缺口

近期，一则“多家光伏企业找到婆家”的新闻引爆能源圈，其中涉及多家央企决定国有资本参股非上市企业及非国有控股上市公司的资产重组事项。

有声音认为，央企占据了更为深厚的资金优势和资源储备，民企借力有政府背书的央企可以谋求更好的发展前景；也有观点认为，在长期补贴缺口难以短时间内弥合的情况下，即便是占据产业链上中下游的龙头企业，也依然要面临现金流短缺和资金链濒临断裂的危机，而此番联姻，既可以实现在国资委对央企、国企股权收购充分放权后，央企与民企的双赢，同时也是国资委为之前新能源产业的“白条”买单。

无论揣测如何，业内依然期待国家对于弥补补贴缺口时间节点的明确答案。

“无论是提升可再生能源电价附加，还是以财政资金来补充，财政部、发改委价格研究所、能源局等方方面面都在研究这个问题，即使现在严控了2019年补贴项目的数量，但对于1600多亿补贴缺口这个庞大的数字，是不能通过单一的手段来解决补贴的历史遗留问题。这确实需要多管齐下的措施，而绿证可以在一定程度上弥补或修正这个问题，但也需要结合新的市场环境和新的市场机制去改良。”陶冶介绍。

2107年2月国家能源局发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，至今已实施2年，但自愿认购的数量仍不超过四万左右。这其中既有信息发布、义务要求、政策水平等因素的影响，也有因承担补贴功能而被推高的价格制约因素。

在即将到来的平价时代，尽管新能源发电的边际成本不会受到燃料价格波动等因素的影响，通过技术进步实现成本下降的空间也依然存在，但对于初期投资较大的新能源而言，即便可以在电力市场中以“零价”报价赢得发电量空间，但设备的折旧费用仍需要合理的资金回报率作为投资回收的渠道，从而实现产业良性发展。

而绿证又是否能在继续承担弥补补贴缺口的功能之外，通过市场交易为平价项目业主带来额外的收益，并突破技术范围、政策体系的制约，与消纳保障机制衔接形成一套完整的市场流通体系？

陶冶告诉记者，对于平价项目而言，绿证更多承担的是经济补偿的角色，激发供给侧参与市场交易的意愿。而目前核发的绿证技术范围相对较窄，只包括陆上风电和地面光伏电站，下一步配套政策的调整，将会把绿证的技术范围逐步拓宽，将所有可再生能源电力的技术都涵盖在内。无论绿证是来自于何种技术，它的成本可能不一样，但是最终的交易出清价格很有可能会趋同。从目前的情况来看，平价项目绿证的经济性和竞争力都更强，很有可能会被优先进行交易。

对于作为相关政策的配套机制而言，消纳保障机制带有一定的约束性，而绿证作为履约的一种手段，在未来很有可能会形成强制性认购。但绿证并不是履约的唯一手段，就超额消纳量与绿证交易的优先级和成本而言，依然将由市场决定。

在回应可能出现的绿证重复交易是否会影响到终端用电成本的问题时，陶冶并不讳言，“从目前的机制设计来看，确实存在绿证被重复交易的可能，但被重复计算的规模不会很大。同时绿证交易作为虚拟量的交易，仅仅是履约的辅助性手段，我们会通过每年不同地方的指标水平进行重新调整，在保证国家能源转型的前提下，把这种交易规模降到合理水平。因为只要有交易，就一定会有交易成本，而成本一定会疏导到用户侧，我们并不希望因为这样的政策实施给消费侧带来价格上涨的实际效果。”

如果没有绿证交易的配套，消纳保障机制很有可能沦为僵化的数字游戏，而如果没有约束性指标作为基础，绿证交易也难成真正的市场。出于绿证替代补贴的初衷，持证项目在出售绿证时，必然会促使成交价格尽可能地向补贴金额靠拢，而不是由市场供需定价，也因此导致了绿证价格偏高而交易量偏低的现状。而绿证技术范围的拓宽，对于没有补贴的项目而言，议价时不会以补贴金额为标准，这将大大推动绿证的采购和普及。而作为消纳保障机制的配套政策，具有约束性的消纳指标是否会再度推高绿证价格？平价项目与存量项目绿证的关系如何确定？证书有效期的颁发方式，以及如何进行更为科学的计量等根本性问题仍有待厘清。

消纳保障机制的实施，是我国新能源产业发展阶段决定，由补贴驱动向责任驱动的重大转变，将从根本上解决新能源发展“大而不强”的问题。“大棒”的功效绝不亚于上个十年以补贴为代表的“胡萝卜”给行业提供的养份和动力。

对于各省级能源主管部门而言，如何依据省内能源发展现状对消纳保障机制的责任和内容进行细化，既涉及到省内能源价格的因素，也关系到电力市场的实际运行环境，甚至包括新能源与电力消费者直接交易等问题，都还需要在2019年试运行阶段逐步调试。

对于电网企业来说，如何按照省内制定的实施方案进行落实，如何做到科学公平合理的分配保障性收购的电力，以及如何进一步完善可再生能源交易机制的制定、交易收益的分配，都还需要进一步细化和筹划。

对于电力交易机构来说，在继续承担以往调度和发策层面任务的同时，如何将超额完成量交易等有关措施更好地与现有电力市场相衔接，如何进一步确保和组织好绿电在市场中的交易行为，将成为体现消纳保障机制效果的重要环节。

对于作为义务主体的售电公司来说，在此次消纳保障机制里承担的工作最为复杂，既被赋予了充分的交易权利，同时也要承担对应于全年时间节点里，如何以最低的交易成本来完成消纳的义务，这也对售电公司的经营战略和经营管理预设了重大考验。

对于大部分可再生能源发电企业来说，虽然会因为失去了固定价格的绿证作为和电网公司讨价还价的“工具”而感到失望，但是将绿电市场做大，通过绿证交易解决现金流的问题，最终对于发电企业仍是一个明确的经济激励，同时也实现了国家在法律上的承诺。

“没有一个政策可以包打天下，每个政策也都是环环相扣。消纳保障机制的出台既是万里长征的第一步，也是关键性的一步。尽管我们穷尽了所有可能出现的问题，而这5页纸十三条措施，显然不能给出一个尽善尽美的方案，仍需要在正式实施之前进行不断的调整完善。”陶冶说，“政策的出台也明确了未来可再生能源的发展方向，让大家都知道，促进消纳是一件越来越重要的事情，无论对于义务主体的消纳行为，还是形成全社会共同参与的共识，这是比哪一项制度会达成某一种目标更重要的事情。”

说罢，陶冶用笔重重地圈出了“可再生能源”这五个字。