聚享游聚享游政策力推下，全社会有望形成共同参与可再生能源电力消纳的氛围，进一步提高我国可再生能源电力的利用水平。
2020年3月，国家发改委和国家能源局联合印发了《省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲的通知》（以下简称《大纲》），这是继去年5月印发《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》）之后的又一个推动可再生能源发展、保障可再生能源电力消纳的政策文件。该《大纲》规定了省级行政区域内承担可再生能源电力消纳责任的市场主体，明确了消纳责任的履行、考核、任务分工等内容，将推进我国可再生能源电力消纳机制尽快落地。
近年来，在能源革命战略的指引下，我国可再生能源保持快速发展。截至2019年年底，全国可再生能源发电装机容量达7.94亿千瓦，较2015年年底增长了65.4%；2019年，全国可再生能源发电量达2.04万亿千瓦时，较2015年增长了50%。为促进可再生能源电力消纳，国家出台了一系列措施，弃电量、弃电率逐步下降。2019年，全国可再生能源弃电量约515亿千瓦时，同比下降约395亿千瓦时。“三弃”（弃风、弃光、弃水）现象虽有所好转，但形势依然不容乐观，2019年“三弃”总量相当于舍弃了超过1/2个三峡电站的发电量（2019年三峡电站发电量为969亿千瓦时），消纳仍有相当大的提升空间，且随着可再生能源渗透率的提高，电力消纳压力将进一步凸显。随着未来几年可再生能源平价上网的推广和财政补贴的退出，如何从机制上保证可再生能源稳定发展面临很大挑战。
为解决可再生能源发展面临的问题，国家出台了多项政策文件加以引导。2019年5月，国家发改委印发《通知》，明确了按照“规划导向，分区设定”的原则来确定各省（自治区、直辖市）可再生能源电力消纳责任权重，即可再生能源电量占全社会用电量的比重要达到多少，并且根据重大可再生能源发电项目和输电通道建设情况按年度动态调整。省级能源主管部门按照“区域统筹，保障落实”的原则，将所需消纳的可再生能源电量分解至省内的供售电公司和电力用户，并监督考核完成情况。今年3月发布的《大纲》进一步明确了管理机制和任务分工，并为省级能源主管部门编制本地区的具体实施方案提供了参考模板。《通知》明确了可再生能源电力消纳保障机制的整体思路，《大纲》推动了保障机制的落地实施，两个文件一脉相承，共同建立了促进可再生能源电力消纳的机制，有利于调动全社会的力量共同推动可再生能源的开发利用，为能源转型发展做出积极贡献。
《通知》和《大纲》共同确立的可再生能源电力消纳保障机制可以从市场主体的划分、消纳责任权重的分配、消纳责任的履行方式以及可再生能源电力消纳的组织四个方面来分析。
从承担可再生能源电力消纳责任的市场主体来看，可以分为两类。第一类是供售电企业，主要包含省级电网企业、省属地方电网企业、各类直接向电力用户供（售）电的企业、独立售电公司以及拥有配电网运营权的售电公司。无论是电网企业，还是售电企业，都是承担一个批发转零售的角色，并不直接消耗电力。但是接受它们服务的电力零售用户并没有能力选择自己所用电量的电源构成，所以由第一类市场主体代表电力零售用户通过购买可再生能源电力来完成消纳责任。第二类是有选择权的电力用户，主要包含通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业，这类市场主体有能力自己选择用电来源，从而可以主动地完成消纳责任。这两类市场主体的划分，既考虑了我国当前电力体制的实际情况，同时也实现了由全社会电力用户共同承担可再生能源电力消纳的责任，体现了消纳机制的公平性。
从可再生能源电力消纳责任的权重分配来看，包括两个指标和两个层面。两个指标是指“可再生能源发电总量消纳责任权重”和“非水电可再生能源发电消纳责任权重”，分别对全部可再生能源电力消纳量和非水电可再生能源电力消纳量进行考核。主要是考虑到水电发电量受不同年份来水影响波动较大，分两个指标进行考核可以避免对风电、太阳能发电等电力消纳造成影响。两个层面是指省级总量和省内分解两个层面，首先确定省级层面的消纳责任权重，然后再在省内各个市场主体之间进行分配。省级消纳责任权重主要是国务院主管部门、各省级能源主管部门根据各省自发、净输入可再生能源发电量和全社会用电量共同确定。各省级能源主管部门，根据市场主体的实际售电量或用电量，将省级责任权重在市场主体之间进行分配。从《大纲》给出的方案编制模板来看，各省级能源主管部门可以对省内电网企业、售电企业、通过电力市场购电的用户以及拥有自备电厂的企业制定不同的消纳责任权重。因为不同市场主体购买可再生能源电力的能力有所不同，例如电网企业由于承担着全额收购可再生能源保障性年利用小时数内发电量的责任，而通过市场化购电的用电企业只能购买可再生能源保障性收购电量以外的市场交易电量，有可能导致不同市场主体承担不同的消纳责任权重。当然，实际情况还需各省级能源主管部门结合自身特点在本省的实施方案中加以明确。
从市场主体完成可再生能源电力消纳量的途径来看，可以分为两种方式。第一种为直接消费可再生能源电力的方式，包括直接购买可再生能源电力和自发自用可再生能源电力，按照实际交易结算电量和自发自用电量计入市场主体的消纳量。第二种为间接购买等价物的方式，包括购买其他市场主体的超额消纳量或者可再生能源发电企业的绿证，交易后的超额消纳量或绿证对应的电量计入购买方的消纳量。将可再生能源与绿证交易进行衔接，是此《大纲》关于可再生能源消纳保障机制的一大亮点，可以有效推动绿证交易制度的实施。虽然早在2017年国家就出台了绿证交易制度，但是由于此前一直是自愿购买，没有强制性约束，根据绿证认购平台（）数据计算,绿证的交易量仅占核发量的0.14%，远未形成规模化市场。此《大纲》明确提出，市场主体可以通过购买绿证来抵消未能完成的可再生能源电力消纳量，以绿证为纽带将可再生能源电力约束性消纳与可再生能源发电补贴联系起来，有望激发绿证交易市场，帮助可再生能源发电企业回流资金。根据《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，自2021年1月1日起，可再生能源发电企业将全面通过绿证交易获得收入替代财政补贴。值得注意的是，由于购买绿证和购买其他市场主体的超额消纳量是两种可以互相替代的方式，因此超额消纳量和绿证两者的交易价格会实现一种动态平衡。而且随着非水可再生能源发电成本逐步下降，绿证价格也将逐步走低。
从可再生能源电力消纳的组织来看，主要涉及能源主管部门、交易机构、企业三类机构。国务院能源主管部门负责确定并考核各省的消纳责任权重，省级能源主管部门负责本省省内市场主体消纳责任权重的分配、考核以及对可再生能源消纳保障机制的落实进行监督。电力交易机构负责组织可再生能源电力的交易以及超额消纳量的交易，绿证交易机构则负责组织绿证的交易。除电网企业外的售电企业、有选择权的用电企业等作为承担消纳责任的市场主体，负责在交易机构按照规定注册账户并履行消纳责任。而电网企业除了履行消纳责任外，还承担着配合政府部门组织经营区内市场主体完成消纳责任权重的任务。这里的组织任务包括了对经营区内承担消纳责任权重的市场主体的用（售）电量进行准确计量和上报，以及对于全额保障性收购的可再生能源电量，扣除非经营性用户用电和非市场化用电量对应的消纳责任后，剩余部分在经营区内市场主体之间进行分配等工作。
《通知》和《大纲》的出台，明确了政府、交易机构、电网企业、售电公司以及电力用户在可再生能源电力消纳机制中的具体责任，有望形成全社会共同参与的可再生能源电力消纳氛围，提高我国可再生能源电力利用水平，有力推动我国能源结构转型。但是相关机制在落实过程中仍面临一些挑战，建议在执行过程中进一步明确和完善，确保可再生能源发电消纳机制落地、可再生能源开发利用有序。
一是进一步明确可再生能源电力消纳与绿证交易的衔接机制。目前仍有大量跨年度的存量绿证尚未交易，而可再生能源电力消纳责任权重是按年度考核的，并且不同省份、不同类型可再生能源发电企业的绿证价格存在较大差异，截至2020年4月，网上挂牌的绿证价格为128.6~872.8元。建议国家明确两类市场主体能否购买跨年度的绿证来抵消当年的消纳量，以及购买绿证的方式和途径，并研究合理机制确保绿证价格处于合理区间，确保各方收益平衡合理。
二是进一步加强可再生能源发电与配套电网及灵活性资源的统筹规划。各省可再生能源发电消纳责任权重的确定与本省可再生能源发电量、消纳能力、输送通道能力密切相关，为保证消纳责任权重合理完成，建议各省在开发可再生能源项目的同时，应协调好配套电网送出工程的建设和灵活性资源的开发，通过火电机组灵活性改造、增加燃气电站、用户侧储能等方式，提升本地区可再生能源消纳能力。
三是进一步完善电力市场建设，丰富电力市场交易手段。除了少部分具有自发自用能力的电力用户外，市场主体完成消纳任务的主要手段就是通过电力市场购入可再生能源电力或绿证。建议逐步完善电力市场交易机制，丰富交易品种，发挥消费端市场主体的消纳能力，利用市场化手段提高可再生能源发电利用率。目前仍有大量跨年度的存量绿证尚未交易，而可再生能源电力消纳责任权重是按年度考核的，并且不同省份、不同类型可再生能源发电企业的绿证价格存在较大差异。
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