5月10日，国家发改委和国家能源局联合发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（以下简称通知），标志了我国强制性可再生能源消纳机制的正式建立。
由于我国电力市场仍然处于非市场化与市场化并行的“双轨制”阶段，区别于非市场化用户由电网企业承担消纳责任，市场化用户需要自主承担或委托售电企业为其承担消纳责任。因此，通过何种途径实现消纳责任将是每一个市场化电力消费主体或委托代理主体需要面对的问题。
鉴于2017年并没有规定消纳责任权重，依据国家能源局发布的《2017年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》，以2018年最低消纳责任权重为2017年消纳权重的参考，笔者对全国各省市自治区2017年度可再生能源消纳量与最低消纳责任进行了对比。通过分析，在仅考核可再生能源消纳量的情况下，大部分的省份都能满足最低消纳责任，仅少数省份无法达到要求。但考核非水可再生能源消纳量的情况下，则有17个省和区域无法满足最低消纳责任的需求。
这样的结果除了分析选择的考核权重标准偏高以外，更主要的原因则是各省差异化的电源构成和电网联络架构造成的。有的放矢选择适应本区域的消纳权重解决方案必将成为各省重点研究的课题。
首先，作为市场化主体，必须严格按照现行市场规则采取行动。我国是燃煤发电大国，电源结构难以颠覆性转型，电力市场仍处于逐步完善的阶段，因此交易主体仍以煤电为主，交易周期主要为中长期年度、月度交易，现货市场仍局限于部分省份的试运行。市场的建设不可能一蹴而就，有序推进也是每一个市场主体共同的呼声。
按照通知的规定，“电网企业承担经营区消纳责任权重实施的组织责任”。建议针对条件成熟的区域，根据消纳责任机制的有关要求，调整相关交易规则，允许或进一步放开市场化电力用户与可再生能源机组开展区域内或区域外的直接交易；针对条件尚不成熟的区域，建议采取电网企业统一代理全网用户向区域内或区域外的可再生能源机组采购电力，并按照用电规模等比例分配完成。
其次，正确衡量可再生电力的价值。近年来，由于前期规划中对市场发展考量不够全面，西北、西南可再生能源弃电频发，出现了可再生电力往往按照远低于燃煤标杆的价格销售，市场中产生了“可再生电力=廉价电”的错误认知。
源于目前非水可再生能源电力价格是按照“电力销售价格+可再生能源补贴”的模式获取收益，因此在为保证补贴收益的前提下，近似零边际的可再生能源电站愿意以低价销售电力。伴随相全国社会用电量的增长，特别是西部地区社会用电量的高速增长，可再生能源弃电的情况正在快速得到缓解。西部省份为了保证本省经济的发展以及就近消纳的安全与经济性需求，东部省份采购可再生能换电力的价格也在逐年升高。同时，伴随辅助服务市场的建立、完善，可再生能源电力必须向为系统注入灵活性的火电、水电和储能电站支付必要的成本，这也意味着可再生能源电力销售价格必将体现这部分成本的增加。作为市场化成员，应该对采购可再生能源的价格进行重新的预判和评价。
再次，根据就近消纳能力推动分布式可再生能源交易市场建设。源于可再生能源的发电特性，就近消纳从经济性以及对电网安全性的影响均优于大规模的长距离输运。发改能源[2017]1901号文、发改办能源[2019]594号文的发布为标志了分布式可再生能源市场化交易的正式启动。应通过试点实际情况总结经验，进一步理顺交易和价格机制，逐步在全国电力市场中推开。同时，对于具备高比例自发自用条件的市场主体，装设分布式发电设备也将成为履行消纳责任的有利手段。
最后，有序推进超额消纳量交易以及绿色证书交易制度。建立可再生能源消纳责任机制的主旨是促进消纳，推动我国能源结构转型。超额消纳量和绿色证书交易机制是这个体系中的一个补充，是为了保证受物理约束的主体完成强制性消纳责任的措施。目前的通知仅仅建立了一个基本的框架体系，对于超额消纳量交易和绿色证书交易制度仍需要细化的配套文件予以明确。有序推进相关交易制度的建设，避免价格大幅波动，防止可再生能源企业收益大幅降低或市场责任主体用电成本的大幅增加。
（作者系北京融和晟源售电有限公司市场部高级业务经理）
原标题:绿电配额制的落实是系统工程
