“十四五”是我国加快能源绿色低碳转型、落实应对气候变化国家自主贡献目标的攻坚期，我国新能源进入全新的发展阶段，基地化、集群化、一体化开发模式，聚焦与融合，多元赋能，势必加速能源结构调整，为新能源发展提供更大空间。而新能源高质量发展道路上的“拦路虎”——消纳问题，自然成为重点攻坚对象。

我国新能源电力消纳现状

新能源装机及消纳情况

“十四五”开局之年，在“双碳”目标的引领下，2021年，我国新能源发展迈上新台阶，装机规模突破10亿千瓦，达到10.63亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%。其中，风电装机3.28亿千瓦，光伏发电装机3.06亿千瓦，分别占总装机容量的13.8%和12.9%。海上风电新增并网装机更是创历年新高，新增并网1690万千瓦，累计装机规模达到2638万千瓦，跃居世界第一。

受2020年风电、光伏“抢装潮”影响，风电、光伏发电集中并网，2021年风电、光伏发电量大幅提升，全年累计发电量9785亿千瓦时，同比增长35%，占全社会用电量的比重首次突破10%，达到11.7%，同比提升2个百分点。2021年全年，全国弃风电量206.1亿千瓦时，风电利用率96.9%，同比提升0.4个百分点；弃光电量67.8亿千瓦时，光伏发电利用率97.9%，与去年基本持平。

新能源爆发式增长与用电需求增长放缓矛盾突出。2017~2021年，近五年全国全社会用电量年均增长6.6%，同期电源装机年均增长7.46%，风电装机年均增长高达17.62%，而光伏装机年均增长高达33%，新增用电市场难以支撑各类电源，特别是新能源电力的快速增长。

当前新能源消纳主要政策

近年来，国家有关部门密集出台相关的政策，从可再生能源消纳机制的建立，到能耗“双控”制度逐步完善，从全国碳交易市场启动，到绿色电力交易试点工作方案的发布，行政和市场双管齐下，有形与无形之手，都在为促进我国新能源高质量发展，解决补贴退出后的市场激励问题，引导全社会积极参与绿色低碳转型而努力。

2019年5月可再生能源电力消纳保障机制（俗称“配额制”）出台，按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重，包括可再生能源电力总量消纳责任权重和非水电可再生能源电力消纳责任权重。旨在通过电源消纳结构调整引导行业发展，标志着能源低碳转型发展长效机制的建立，各市场主体通过实际消纳可再生能源电量、购买其他市场主体超额消纳量、认购绿证等三种方式完成消纳责任。但是要真正落实可再生能源消纳责任，需要科学确定消纳责任权重，发挥目标导向作用，建立有效的监管机制，同时完善绿色电力证书交易。

自2017年起，我国开始实行绿色电力证书(简称“绿证”)自愿认购，主要目的是减轻新能源补贴压力和引导绿色电力消费观，促进清洁能源利用。目前，补贴目录内的陆上风电和集中式光伏以及平价项目可向国家可再生能源信息管理中心申请核发绿证，取得绿证后，发电企业可以将绿证卖给有需求的消费者，消费者自愿认购。认购绿证越多，代表使用绿电越多，但由于绿证交易机制下，绿电和绿证“证-电”分离，并不能代表消费者实际消纳了对应的绿电。由于实行取代补贴的政策，补贴新能源项目的绿证价格往往偏高，认购率很低。2021年全面实行配额制下的绿证交易，平价新能源项目绿证进场交易，绿证价格大幅下降，线上挂牌价格一般为50元/兆瓦时，线下大宗交易价格多在20～50元/兆瓦时，由于缺少配额制的有效加持，绿证的刚性需求不足以及对绿证的认可度不高等原因，绿证交易始终“低温运行”,未发挥其应有的作用。目前国内绿证市场仍是自愿市场，消费绿证或绿电均是企业的自主行为，绿证购买者主要是外资企业、出口加工企业等。

所谓绿电交易，特指绿色电力的中长期交易，即用电企业直接从光伏、风电等新能源发电企业购买绿色电能并获得相应的绿色电力消费认证。在绿电交易中，绿色电力消费凭证直接向终端用户颁发，实现了绿电消费和绿证的统一。

绿电交易面临的困难

政策与机制方面，绿电交易与其他政策和市场机制的衔接不畅。近年来，围绕我国能源绿色低碳转型，配额制、碳交易、绿证交易等相关政策和市场机制应运而生，相互交织影响，政策的落地以及作用的发挥不可能完全按照理论实现，需要经历复杂而曲折的过程。当前我国电力供需以省内平衡和就地消纳为主，缺乏促进清洁能源跨区跨省消纳的强有力政策、合理的电价和辅助服务等必要的补偿机制，省间壁垒突出，跨区跨省调节电力供需难度大。绿电交易是连接绿证市场和碳交易市场的“粘合剂”，为实现“电-碳”两个市场联动发挥着重要作用。当前我国绿证交易、绿电交易和碳交易因“促进绿色低碳发展”的共同目标而生，在运行机制上却出现“本是同根生，相煎何太急”的冲突。一是绿电市场与碳交易市场可能存在着重复支付环境费用的缺陷，统一的“电-碳”市场计算标准尚未形成，造成“电-碳”市场缺乏有效衔接；二是绿电市场和绿证市场对于“证-电”合一与分离存在明显分歧。《绿色电力试点方案》采取“证电合一”的方式，只针对能够参与绿电交易的风、光发电量，对于没有参加绿电交易的，还是证电分离的，这种差异就导致两个市场机制证电关系紊乱。

据悉，自去年9月绿电交易试点启动后，只有广东、河北、山东、浙江、江苏等省份开展一些绿电交易，但绿证在国家可再生能源信息管理中心与电力交易中心之间的核发划转通道却迟迟未能打通。

技术与市场方面，我国电力规划发展存在网源不协调、能源生产与消费中心逆向分布、缺乏灵活调节电源系统调节能力不充足等问题,加之区域壁垒和地方保护阻碍，导致跨区域绿电交易实际困难重重。风电装机集中的“三北”地区，远离负荷中心，难以就地消纳，其他新能源富集的大型能源基地，都不同程度存在与开发配套的电网送出项目规划、核准相对滞后，跨省跨区通道能力不足等问题。同时新能源发电具有间歇性、波动性等特征，对电力系统调峰能力提出很高要求，而目前系统缺乏灵活调节电源，调峰能力不足。多重因素作用下，出现绿电富集高供给的“三北”等地区绿电“滞销”，绿电高需求的东部发达地区绿电“脱销”，进而造成绿电市场化定价机制的失灵。

消费与理念方面，目前我国能源消费模式向绿色低碳转型的意识还亟待增强，传统用能习惯需要进一步改变。和很多发达国家相比，我国的绿电交易还处于自愿交易市场，没有实现配额强制交易与自愿交易的融合，这就使得许多企业对于绿电的需求并不迫切，降低了绿电交易市场需求端的活力。我国绿电交易的消费者主要是那些已提出100%绿色电力生产目标的企业和自觉减碳以帮助产品获取更大国际竞争力的企业，而这些企业往往仅局限于大型的跨国企业集团或者有强烈出口需求的企业，绿电对于庞大的国内企业缺乏吸引力。

关于绿电交易促消纳的思考

完善新能源领域政策体系，统筹谋划协同推进，实现体制机制有效衔接。作为碳达峰碳中和“1＋N”政策体系中能源领域发布的综合性政策文件，《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》提到要在“十四五”时期，基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架，形成比较完善的政策、标准、市场和监管体系，构建以能耗“双控”和非化石能源目标制度为引领的能源绿色低碳转型推进机制。可再生能源电力消纳保障机制于2020年正式实施，但在实际运行中，存在各省份消纳责任权重指标宽松，分解落实不够，对市场主体考核刚性不足，监管机制有待完善等问题，实际执行也以省间超额消纳量交易为主，对绿证，甚至绿电需求的有效推动作用甚微。应增强可再生能源电力消纳责任权重的引导作用，强化绿电、绿证与可再生能源电力消纳保障机制的有效衔接，建立绿电（证）消费强制市场，形成“配额制+绿证”机制，通过科学合理地分解消纳责任权重，调整超额消纳量交易范围，可以将其交易限制在省间交易，用于实现省与省间的消纳平衡，积极扩大可再生能源电力的输送消纳区域，通过绿证市场，发挥不同地区间资源互补和跨时空调剂的作用，助力配额制顺利实施，实现新能源的全局优化发展。

加快构建新型电力系统，促进新能源与常规电源协调发展，为新能源消纳提供有力支撑。今年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，就加快能源结构绿色低碳转型，提出2025年非化石能源消费比重达到20%的目标，“十四五”时期重点加快发展风电、太阳能发电，推动构建新型电力系统，促进新能源占比逐渐提高。加大力度规划建设以大型风电光伏基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。强调优化能源输送格局，统筹布局新增电力流，充分挖掘存量通道的输送潜力，到2025年，“西电东送”能力达到3.6亿千瓦以上。要求新建输电通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。随着规划的实施，重点围绕“风光水（储）”“风光火（储）”等多能互补的清洁能源基地建设，加快以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设。按照《“十四五”新型储能发展实施方案》，储能发展的相关体制机制将进一步理顺，推动新型储能在电源侧、电网侧、用户侧发挥促进新能源消纳的作用。

加快推进全国统一电力市场体系建设，完善交易机制形成市场合力。为打破省间电力交易壁垒，实现电力资源在更大范围内优化配置，提升电力系统稳定性和灵活性，国家发展改革委、能源局出台了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，建设全国统一电力市场成为构建新型电力系统和实现“双碳”目标的重要抓手。加强电力市场建设与优发优购制度、可再生能源法、消纳责任权重、安全保供支撑电源等相关政策的统筹协调，推动新能源参与市场，明确新能源市场地位及应承担的责任等。未来随着新能源装机进一步提升，需建立合理的市场机制，统筹电力市场、碳市场协同发展。尤其在价格方面，建立健全“电-碳”市场价格联动机制，市场机制与配套政策协同推动，促进新能源消纳。