存在“限電問題加重”風(fēng)險

近年來，我國電源結(jié)構(gòu)繼續(xù)優(yōu)化。截至2018年一季度，我國可再生能源發(fā)電裝機達到6.66億千瓦，占比約36.9%。但同時，可再生能源發(fā)電行業(yè)出現(xiàn)了連年限電——這深刻反映出我國現(xiàn)行電力規(guī)劃、運行和體制機制模式，已越來越不能適應(yīng)可再生能源發(fā)電行業(yè)發(fā)展，電力行業(yè)體制機制存在深層次矛盾。

為落實“減少煤炭消費、增加清潔能源比重、推動能源革命”戰(zhàn)略任務(wù)，我國必須持續(xù)提高可再生能源發(fā)電裝機和電量比重。如果不在體制機制上進行深層次變革，未來消納可再生能源電力的難度將越來越大，存在“限電范圍擴大”和“限電量增加”的風(fēng)險。所以，必須采取全方位、系統(tǒng)性的應(yīng)對措施。

近年來，我國可再生能源發(fā)電裝機不斷提升。據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，2017年底全國發(fā)電裝機容量17.8億千瓦，同比增長7.6%。其中，水電裝機容量為3.41億千瓦(含抽水蓄能0.29萬千瓦)，占全部裝機容量的19.2%;并網(wǎng)風(fēng)電裝機容量1.64億千瓦，占全部裝機容量的9.2%;并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量1.30億千瓦，占全部裝機容量的7.3%。

可再生能源發(fā)電量繼續(xù)保持高速增長。2017年全國全口徑發(fā)電量6.4萬億千瓦時，同比增長6.5%。其中，水電發(fā)電量1.2億千瓦時，同比增長1.7%，占全國發(fā)電量的18.6%，并網(wǎng)風(fēng)電和并網(wǎng)太陽能發(fā)電量分別為3057億千瓦時和1182億千瓦時，同比分別增長26.3%和75.4%，合計占全國發(fā)電量的比重達到6.6%。

可再生能源消納總體有所改善，但解決限電難度愈加增大，存在限電范圍擴大和電量增加的風(fēng)險。

通過落實可再生能源目標(biāo)引導(dǎo)制度、實施可再生能源保障性收購制度、建立新能源消納和投資預(yù)警制度、優(yōu)化電網(wǎng)運行調(diào)度和火電靈活性運行、推進本地區(qū)和跨省區(qū)電力市場化交易、推動清潔能源供暖等電能替代等多重組合措施，2017年可再生能源限電情況較2016年有所好轉(zhuǎn)，風(fēng)光實現(xiàn)了限電率和限電量“雙降”。2017年全國水電設(shè)備平均利用小時數(shù)為3579小時，同比降低40小時，棄水電量515億千瓦時。2017年全國風(fēng)電利用小時數(shù)1948小時，同比增加203小時;棄風(fēng)電量419億千瓦時，同比減少78億千瓦時，棄風(fēng)率12%，同比降低5個百分點，棄風(fēng)范圍限制在10個省區(qū)且均實現(xiàn)棄風(fēng)率下降。全國集中光伏電站年利用小時數(shù)為1204小時，同比增加74小時，棄光電量73億千瓦時，同比降低2億千瓦時，棄光率7%，同比降低4個百分點。除了黑龍江和遼寧光伏發(fā)電年利用小時數(shù)下降外，其他規(guī)定了風(fēng)電和光伏發(fā)電最低保障性收購小時數(shù)地區(qū)的風(fēng)光年利用小時數(shù)均有不同程度的增加。

但部分地區(qū)仍存在較高的限電比例，棄風(fēng)率超過10%的地區(qū)是甘肅(棄風(fēng)率33%)、新疆(29%)、吉林(21%)、內(nèi)蒙古(15%)、黑龍江(14%)，棄光率超過5%的地區(qū)是新疆(22%)、甘肅(20%)、陜西(9%)、青海(6%)、寧夏(6%)。從風(fēng)電、光伏發(fā)電最低保障收購小時數(shù)上看，僅內(nèi)蒙古、青海達到了規(guī)定的光伏發(fā)電最低保障收購小時數(shù)要求，新疆I類地區(qū)、內(nèi)蒙古、遼寧、吉林IV類地區(qū)、黑龍江、河北、山西達到風(fēng)電最低保障收購小時數(shù)要求。

為了落實減少煤炭消費、增加清潔能源比重、推動能源革命的戰(zhàn)略任務(wù)，我國必須持續(xù)提高可再生能源裝機和電量比重，但是如果不進行能源電力發(fā)展的深層次體制和機制上的改變，則消納的難度將會越來越大，存在限電范圍擴大和電量增加的風(fēng)險。如，2017年分布式光伏呈現(xiàn)爆發(fā)增長態(tài)勢，且部分地區(qū)在局域電網(wǎng)中達到較高滲透率，根據(jù)國網(wǎng)公司數(shù)據(jù)，2017年安徽省分布式光伏出力占區(qū)域網(wǎng)供負荷最大比例達到10%，浙江嘉興分布式光伏實時出力占地區(qū)網(wǎng)供實時負荷最大比例達到69%，安徽的亳州、宿州、阜陽等地市也達到50%左右。考慮2018年及以后這些地區(qū)分布式發(fā)電有可能繼續(xù)保持較大規(guī)模新增裝機，如果不能統(tǒng)籌解決好消納問題，則在東中部局部地區(qū)的部分時段也有可能出現(xiàn)限電。

“消納難”映射多重深層次矛盾

可再生能源限電問題反映了我國現(xiàn)行電力規(guī)劃、運行和體制機制模式越來越不適應(yīng)其發(fā)展，以及體制機制方面存在深層次矛盾。主要在下面幾個方面：

(一)電力部門規(guī)劃的系統(tǒng)性和指導(dǎo)作用弱，項目建設(shè)規(guī)模和布局一定程度失衡

雖然我國頒布了能源、電力、可再生能源以及風(fēng)電、太陽能等系列“十三五”發(fā)展規(guī)劃，但就實施情況看，電力規(guī)劃的系統(tǒng)性和指導(dǎo)作用偏弱化。規(guī)劃中提出的風(fēng)電、光伏發(fā)電的發(fā)展規(guī)模(2.1億千瓦、1.05億千瓦)，既遠低于實際發(fā)展規(guī)模和可能發(fā)展?jié)摿Γ驳陀凇犊稍偕茉窗l(fā)展“十三五”規(guī)劃實施的指導(dǎo)意見》中提出的建設(shè)規(guī)模和布局(風(fēng)電2.4億千瓦，光伏為1.6億千瓦+不限規(guī)模分布式光伏)。規(guī)模偏差一方面存在風(fēng)光開發(fā)布局失衡，另一方面配合消納風(fēng)光的其他網(wǎng)源建設(shè)和運行仍按照原規(guī)劃安排，加劇消納困難和矛盾。

從可再生能源項目建設(shè)布局看，“十一五”“十二五”期間國家和開發(fā)企業(yè)均偏重資源優(yōu)勢和集中開發(fā)模式，而風(fēng)光等資源和開發(fā)與電力負荷明顯逆向分布的特點，造成2015年前后限電問題的凸顯和集中爆發(fā)。自“十二五“后半段，有關(guān)部門將風(fēng)光開發(fā)重點轉(zhuǎn)為分布式，無論是集中電站還是分布式發(fā)電項目建設(shè)，都將消納尤其是就近利用放在第一位，但之前集中建設(shè)帶來的問題難以即刻緩解。2017年，“三北”地區(qū)風(fēng)電累計裝機和年發(fā)電量占比分別達到74%和73%，光伏發(fā)電占比分別為58%和66%。

從其他電源建設(shè)看，雖然近兩年實施了淘汰、停建、緩建煤電的措施，但煤電裝機量仍很大，產(chǎn)能過剩情況嚴(yán)峻，未來風(fēng)險仍存在。其中，2017年煤電等化石能源新增裝機超過4300萬千瓦，在全社會用電量增速6.6%的情況下，火電利用小時數(shù)4209小時，同比增加23小時，僅增加0.5%。煤電新增裝機超過新增電力負荷和用電量需要，而且在電力結(jié)構(gòu)調(diào)整和市場化進程中其定位和運行方式需要加快調(diào)整，無法延續(xù)原有模式運行，否則電力清潔低碳轉(zhuǎn)型將成為空話。

(二)電網(wǎng)規(guī)劃和通道建設(shè)難以滿足可再生能源發(fā)電和送出需要

目前可再生能源開發(fā)的原則是就地消納為主，但加強超高壓、特高壓通道建設(shè)仍應(yīng)持續(xù)進行：一是對于緩解和解決歷史原因造成的當(dāng)前棄風(fēng)棄光棄水等限電問題有效;二是從未來發(fā)展角度看，西部和北部開發(fā)可再生能源仍有一定優(yōu)勢且對西部發(fā)展有積極作用;三是特高壓電網(wǎng)通道建設(shè)應(yīng)是國家電力和能源發(fā)展戰(zhàn)略的重要組成和支撐。但能源規(guī)劃沒有配套規(guī)劃輸電通道、配套規(guī)劃靈活電源，最終造成并網(wǎng)難和外送難的局面。

2016年，全國11條特高壓線路共輸送電量2334億千瓦時，可再生能源占比74%，其中5條純輸送水電線路輸送電量1603億千瓦時，3條純輸送火電線路輸送電量253億千瓦時，3條風(fēng)火打捆輸送為主線路輸送電量478億千瓦時，風(fēng)光電量為124億千瓦時，占比26%。

國家可再生能源中心依據(jù)電網(wǎng)企業(yè)提供的資料進行了初步統(tǒng)計，2017年，全國12條特高壓線路輸送電量超過3000億千瓦時，其中純送水電線路6條，純送火電線路3條，3條風(fēng)火打捆輸送為主線路風(fēng)光電量在總輸送電量中占比約36%，外輸電量僅為“三北”地區(qū)風(fēng)光上網(wǎng)電量的約8%。

從2016、2017年數(shù)據(jù)看，可再生能源外送尤其是風(fēng)光外送消納的總電量和比例有限，在外送通道中電量比例有一定提升但線路輸送電量仍以火電為主。技術(shù)是一方面因素，機制體制上需要突破和解決的問題更多。

(三)地方消納責(zé)任不清，可再生能源目標(biāo)引導(dǎo)機制需要更強化的措施予以落實

地方在發(fā)展可再生能源方面責(zé)任不清，大部分西部和北部省區(qū)在發(fā)展可再生能源方面仍存在“重發(fā)、輕網(wǎng)、不管用”的問題，大部分東中部省市仍然以當(dāng)?shù)鼗痣姙橹鳎瑳]有為輸入西南和“三北”地區(qū)的可再生能源發(fā)電充分?jǐn)U大市場空間。國家自2016年開始實施可再生能源目標(biāo)引導(dǎo)制度，并按年度公布全國可再生能源電力發(fā)展監(jiān)測評價報告，重點是各省(區(qū)、市)全部可再生能源電力消納情況和非水電消納情況。但該制度為引導(dǎo)制度，而非約束性機制，也沒有配套獎懲措施，缺乏實質(zhì)約束力，如陜西2016年其非水可再生能源消納占比僅為3.8%，比2020年的引導(dǎo)性目標(biāo)低6.2個百分點，而西北電網(wǎng)內(nèi)部聯(lián)絡(luò)網(wǎng)架較強，且甘肅和新疆大量棄風(fēng)棄光，僅靠西北電網(wǎng)內(nèi)部打破省間壁壘，陜西非水可再生能源消納提升空間也應(yīng)該很大。

(四)電力消納市場和機制未完全落實

電力體制改革已經(jīng)邁開步伐，但以計劃電量、固定價格、分級市場、電網(wǎng)壟斷等為特征的體系近期仍占據(jù)一定地位，這樣的機制難以適應(yīng)可再生能源發(fā)展的需求。水電的豐余枯缺特點和風(fēng)光的波動性在現(xiàn)有機制框架下，僅靠本地運行調(diào)度優(yōu)化已經(jīng)不能解決市場消納問題，需依賴更大范圍市場消納。而目前電力運行管理總體是以省為實體進行管理，同時跨省跨區(qū)輸送未納入到國家能源戰(zhàn)略制定的長期跨地區(qū)送受電計劃中，各地對接納可再生能源積極性不足。

電力中長期交易、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場等市場機制有待完善，我國已確定了清潔能源優(yōu)先發(fā)電制度和市場化交易機制，但真正落實尚有距離。此外，目前電網(wǎng)企業(yè)既擁有獨家買賣電的特權(quán)，又通過下屬的電力調(diào)度機構(gòu)行使直接組織和協(xié)調(diào)電力系統(tǒng)運行，擁有電網(wǎng)所有權(quán)和經(jīng)營、輸電權(quán)，不利于市場主體自由公平交易。

(五)促進消納的價格機制和其他經(jīng)濟激勵機制的目的和作用參差不齊，亟需規(guī)范和完善

在可再生能源發(fā)電定價方面，雖然風(fēng)光等標(biāo)桿電價進入電價補貼退坡軌道，但實際退坡的幅度滯后于產(chǎn)業(yè)發(fā)展形勢和成本下降，尤其是與國際招標(biāo)電價和國內(nèi)光伏“領(lǐng)跑者”招標(biāo)電價等相比，更是拉開較大差距。例如，風(fēng)電電價水平調(diào)整雖然達到一定的下降幅度，但由于存在至少2年的建設(shè)寬限期，新并網(wǎng)風(fēng)電項目的實際電價下降幅度有限，2017年新并網(wǎng)項目的度電補貼仍接近0.2元/千瓦時。分布式光伏的度電補貼在2013-2018年5年的時間僅降低0.05元/千瓦時，相當(dāng)于總收益降低5%左右，而同期光伏發(fā)電系統(tǒng)投資水平降低了三分之一以上。較高的賬面投資回報率加上希望搶到高電價的意愿，刺激企業(yè)迅速投資集中光伏電站和分布式光伏，爭指標(biāo)、拿項目、搶并網(wǎng)。如果不采取有效措施，2018年國內(nèi)光伏發(fā)電市場將重現(xiàn)2017年的情況，將進一步加大消納難度，擴大補貼缺口。

近年來國家和地方通過市場化措施促進可再生能源本地和跨區(qū)消納，也取得了一定的效果，但從可再生能源開發(fā)企業(yè)角度，實際收益反而下降。如東北電力輔助服務(wù)，其成本本應(yīng)納入電網(wǎng)購電費用，或者作為電網(wǎng)系統(tǒng)平衡成本納入輸配電價中，但實際上可再生能源開發(fā)企業(yè)被迫降低收益。一些省區(qū)實施了多種形式的市場化交易，大方向正確，但交易電量是在可再生能源最低保障性小時數(shù)以內(nèi)的部分，且交易電價可能低至每千瓦時幾分錢，如甘肅省2016年風(fēng)光市場交易電量104億千瓦時，其中本地交易電量48億千瓦時，占本省非水可再生能源消納電量的36%。河北2017年以棄風(fēng)電量進行清潔能源供暖，風(fēng)電購電價僅為0.05元/千瓦時。這些方式以市場化交易名義，但實際價格主要為地方協(xié)調(diào)或主導(dǎo)電價，可再生能源開發(fā)企業(yè)實際收益受損，進而增加了可再生能源電價補貼退坡的難度。

分布式發(fā)電市場化交易機制和試點需要切實落地。2017年11月，國家發(fā)改委啟動了分布式發(fā)電市場化交易機制試點，其中“過網(wǎng)費”需要依據(jù)國家輸配電價改革有關(guān)規(guī)定制定。政策中明確“過網(wǎng)費”應(yīng)考慮分布式發(fā)電市場化交易雙方所占用的電網(wǎng)資產(chǎn)、電壓等級和電氣距離等，但實際操作中出現(xiàn)兩種相對極端情況：一是按照文件規(guī)定直接相減，許多地方的過網(wǎng)費僅0.015-0.05元/千瓦時，不足以反映實成本;二是如廣東增城，過網(wǎng)費僅僅在原有輸配電價基礎(chǔ)上降低0.02元/千瓦時，遠高于成本(且分布式發(fā)電在越低電壓等級配電網(wǎng)范圍內(nèi)發(fā)電和消納，過網(wǎng)費越高)，與實際成本趨勢相反，比價關(guān)系不合理，沒有解決之前的分布式發(fā)電輸配電價的公平性問題。

(六)電力系統(tǒng)靈活資源和調(diào)節(jié)能力未能充分挖掘和發(fā)揮作用，電力運行機制存在障礙因素

我國可再生能源資源富集地區(qū)的具有調(diào)節(jié)性能的水電、抽水蓄能和燃氣電站等靈活電源比重過低，系統(tǒng)靈活性不足。如“三北”地區(qū)抽水蓄能、燃氣電站等靈活調(diào)節(jié)電源比重低于2%，特別是冬季由于供熱機組比重大，調(diào)峰能力十分有限。第二，受設(shè)計、煤電電價機制等因素影響，我國燃煤機組最大調(diào)峰幅度普遍設(shè)定為50%。規(guī)程規(guī)范中常規(guī)機組的最小負荷和爬坡率指標(biāo)已經(jīng)落后于機組實際技術(shù)水平，也遠遠落后于丹麥、德國等領(lǐng)先水平。特別是“三北”地區(qū)多為供熱機組，在冬季采取傳統(tǒng)“以熱定電”運行方式，缺乏丹麥等國家的熱電機組的先進調(diào)節(jié)技術(shù)，造成熱電機組調(diào)峰能力受限。第三，國內(nèi)企業(yè)自備電廠裝機上億千瓦，這些自備電廠基本不參與電網(wǎng)調(diào)峰，甚至加大系統(tǒng)調(diào)峰壓力，擠占了可再生能源消納空間。

電力運行機制存在不適應(yīng)可再生能源發(fā)展的因素：第一，電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)主要以年、月、周、日為周期制定電力運行計劃，優(yōu)化日前、日內(nèi)和實時調(diào)度運行的潛力還沒有充分挖掘，而風(fēng)電、光伏大規(guī)模接入，極大增加了日內(nèi)調(diào)度計劃調(diào)整的頻度和工作量，需要優(yōu)化調(diào)度運行、提高風(fēng)光消納的技術(shù)手段和管理措施。第二，電網(wǎng)側(cè)集中預(yù)測預(yù)報系統(tǒng)未有效用于改善日內(nèi)和實時等短期電力系統(tǒng)調(diào)度。第三，風(fēng)電、光伏發(fā)電大規(guī)模消納需要火電、水電等常規(guī)機組提供大量調(diào)峰、調(diào)壓、備用等輔助服務(wù)，但目前尚未建立合理的利益調(diào)整機制，可再生能源電力參與電力系統(tǒng)調(diào)峰服務(wù)的機制、權(quán)責(zé)和貢獻認(rèn)定及補償機制不清(目前全部視為棄風(fēng)棄光)。第四，我國電力用戶參與需求響應(yīng)仍處于試點階段，改善電網(wǎng)負荷特性、增加負荷側(cè)調(diào)峰能力的市場潛力還沒有得到挖掘，支持可再生能源并網(wǎng)消納的靈活負荷利用基本空白。

促進可再生能源消納的建議

(一)改革電力發(fā)展機制，按照系統(tǒng)優(yōu)化轉(zhuǎn)型原則實行規(guī)劃建設(shè)、廠網(wǎng)建設(shè)統(tǒng)籌協(xié)調(diào)

建議按照系統(tǒng)優(yōu)化轉(zhuǎn)型原則研究制定中長期電力和電網(wǎng)規(guī)劃。著眼中長期可再生能源開發(fā)和消納需求，研究提出我國中長期電力需求、電源布局、電力流向方案，論證全國中長期電網(wǎng)發(fā)展技術(shù)路線，制定中長期電網(wǎng)布局規(guī)劃，強化電網(wǎng)戰(zhàn)略規(guī)劃的權(quán)威性和約束力，引導(dǎo)可再生能源開發(fā)布局和建設(shè)時序，發(fā)揮電網(wǎng)在能源資源配置中的基礎(chǔ)性作用，適應(yīng)高滲透率分布式可再生能源發(fā)電及新型負荷的快速發(fā)展，加快城鎮(zhèn)配電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)和轉(zhuǎn)型升級。

優(yōu)化發(fā)展可再生能源基地，合理開發(fā)東中部可再生能源。優(yōu)化“三北”和西南地區(qū)可再生能源基地布局和結(jié)構(gòu)，在電力系統(tǒng)規(guī)劃的基礎(chǔ)上優(yōu)先建設(shè)可再生能源電站，重點建設(shè)風(fēng)光水互補運行基地，在有條件的地區(qū)積極發(fā)展光熱發(fā)電等可調(diào)節(jié)可再生能源電源。不再新建常規(guī)燃煤電站，燃煤電站或熱電聯(lián)產(chǎn)項目通過靈活性改造在2020年前達到國際先進水平，全面推行燃氣機組和燃煤自備電廠參與系統(tǒng)調(diào)峰。在加強規(guī)劃引領(lǐng)、健全監(jiān)管、市場競爭和退出補貼的基礎(chǔ)上，東中部地區(qū)以配電網(wǎng)下平衡消納為前置條件發(fā)展分布式可再生能源，建立完善便捷高效的東中部分布式可再生能源開發(fā)規(guī)劃、用地管理和建設(shè)運行監(jiān)管制度。

控制煤電新增規(guī)模，嚴(yán)格控制常規(guī)煤電轉(zhuǎn)為熱電聯(lián)產(chǎn)。在可再生能源資源富集地區(qū)適時研究火電封存和退出機制。在可再生能源棄電嚴(yán)重地區(qū)切實執(zhí)行所有電源的停建、緩建。嚴(yán)格控制系統(tǒng)調(diào)峰困難地區(qū)現(xiàn)役純凝煤電機組供熱改造，滿足采暖需求的供熱改造項目應(yīng)同步安裝蓄熱裝置，確保系統(tǒng)調(diào)峰安全。不允許新建工業(yè)項目配套建設(shè)自備燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)項目。

(二)發(fā)揮電網(wǎng)關(guān)鍵平臺作用，提升可再生能源輸電能力和比重，優(yōu)化電力系統(tǒng)調(diào)度運行

發(fā)揮現(xiàn)有跨省跨區(qū)輸電通道輸送能力，在滿足系統(tǒng)運行安全、受端地區(qū)用電需求的前提下，減少網(wǎng)絡(luò)冗余，提高線路運行效率和管理水平，對可再生能源電力實際輸送情況開展監(jiān)測評估。在進行一定周期的監(jiān)測評估基礎(chǔ)上，明確可再生能源電力與煤電聯(lián)合外送輸電通道中可再生能源占總輸送電量的比重指標(biāo)。優(yōu)先建設(shè)以輸送可再生能源為主且受端地區(qū)具有消納市場空間的輸電通道。

優(yōu)化電網(wǎng)調(diào)度運行，充分發(fā)揮跨省區(qū)聯(lián)絡(luò)線調(diào)劑作用，建立省際調(diào)峰資源和備用的共享機制，促進送端地區(qū)與受端地區(qū)調(diào)峰資源互劑。利用大數(shù)據(jù)、云計算、“互聯(lián)網(wǎng)+”等先進技術(shù)，建立電網(wǎng)側(cè)集中預(yù)測預(yù)報體系，加強電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)與發(fā)電企業(yè)在可再生能源發(fā)電功率預(yù)測方面的銜接協(xié)同。

(三)將目標(biāo)引導(dǎo)制度提升并落實為可再生能源電力配額制度

建議強化目標(biāo)引導(dǎo)制度實施，落實地方責(zé)任。根據(jù)全國非化石能源占一次能源消費比重到2020、2030年分別達到15%、20%的目標(biāo)，對各地區(qū)可再生能源比重目標(biāo)完成情況進行定期監(jiān)測和評價。

根據(jù)《可再生能源法》、能源戰(zhàn)略和發(fā)展規(guī)劃、非化石能源比重目標(biāo)，綜合考慮各省區(qū)市可再生能源資源、電力消費總量、跨省跨區(qū)電力輸送能力等因素，按年度確定公布各省級區(qū)域全社會用電量中的可再生能源電力消費量最低比重要求。各類電力相關(guān)主體共同承擔(dān)可再生能源發(fā)展責(zé)任，各省級電網(wǎng)企業(yè)及其他地方電網(wǎng)企業(yè)、配售電企業(yè)(含社會資本投資的增量配電網(wǎng)企業(yè)、自備電廠)負責(zé)完成本供電區(qū)域內(nèi)可再生能源電力配額，電力生產(chǎn)企業(yè)的發(fā)電裝機和年發(fā)電量構(gòu)成應(yīng)達到規(guī)定的可再生能源比重要求，建立與配額制度配套的可再生能源電力綠色證書及交易機制。

(四)完善電力市場機制，發(fā)揮區(qū)域電網(wǎng)消納空間大和可再生能源邊際成本低的優(yōu)勢

建議強化落實可再生能源全額保障性收購制度，在最低保障性收購小時數(shù)以外的電量，積極開展各種形式的市場交易。電力交易中心應(yīng)發(fā)揮大范圍優(yōu)化資源配置的優(yōu)勢，開展跨省區(qū)交易。建立跨省區(qū)調(diào)峰市場化機制。利用不同省區(qū)用電負荷、可再生能源發(fā)電的錯時特性，挖掘跨省區(qū)調(diào)峰潛力，提升可再生能源消納能力。加快推進第一批電力現(xiàn)貨市場試點建設(shè)，實現(xiàn)調(diào)度運行和市場交易有機銜接，形成體現(xiàn)時間和位置特性的電能量商品價格，為市場主體提供反映市場供需和生產(chǎn)成本的價格信號，促進發(fā)揮風(fēng)電、光伏發(fā)電和水電邊際發(fā)電成本優(yōu)勢，同時激勵風(fēng)電、光伏發(fā)電等根據(jù)市場價格信號提升自身調(diào)節(jié)能力，減輕系統(tǒng)調(diào)峰壓力。通過加大實施清潔能源供暖、電能替代、發(fā)揮需求響應(yīng)資源優(yōu)勢等，增加可再生能源就近消納電量。

(五)完善電價和消納激勵機制

完善可再生能源發(fā)電價格形成機制，跟蹤成本變化，適時適度降低新建可再生能源發(fā)電項目補貼強度，對風(fēng)電、光伏發(fā)電等實現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展的可再生能源發(fā)電，擴大招標(biāo)定價范圍和規(guī)模以及開展平價上網(wǎng)試點。開展上網(wǎng)側(cè)峰谷分時電價試點和可再生能源就近消納輸配電價試點，鼓勵各類用戶消納可再生能源電量。

完善可再生能源消納補償機制，在現(xiàn)貨電力市場完全建立前，合理界定輔助服務(wù)的范疇和要求，將輔助服務(wù)費用納入電網(wǎng)購電費用，或者作為電網(wǎng)系統(tǒng)平衡成本納入輸配電價中。對跨省跨區(qū)輸電工程開展成本監(jiān)測和重新核定輸電價格，在發(fā)電計劃完全放開前，允許對超計劃增量送電輸電價格進行動態(tài)調(diào)整。

(作者供職于國家發(fā)展和改革委員會能源研究所)