坚持全额保障性收购与市场化消纳机制并举 为推进可再生能源高质量发展提供有力支撑

　　为促进可再生能源高质量发展，推动新型电力系统建设，充分发挥全额保障性收购制度在规范可再生能源电量保障收购行为、推动可再生能源规模化健康发展、实现清洁低碳发展目标方面重要作用，《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》(国家发展和改革委员会第15号令，以下简称《办法》)已经2024年2月5日第9次委务会议审议通过，自2024年4月1日起施行。这是适应我国可再生能源发展宏观环境新变化、行业发展新形势、电量收购组织新方式需要的重要举措，将为推进可再生能源高质量发展奠定坚实基础。

　　一、《办法》出台背景

　　可再生能源发电全额保障性收购制度是培育可再生能源市场和产业的重要手段，是在可再生能源发电产业起步和成长阶段保障其顺利发展的重要法律制度。"十三五"以来，为落实全额保障性收购制度，国家发展改革委、能源局出台了可再生能源发电全额保障性收购管理办法、清洁能源消纳行动计划、建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知等政策文件，核定了重点地区风电和光伏最低保障收购年利用小时数，设定了各省级行政区可再生能源电力消纳责任权重。建立了国家风电、光伏发电发展监测评价体系，按年度监测并发布市场和产业发展情况，为行业提供信息和预警。协调推动相关电网基础设施建设，推动火电灵活性改造，加大电网运行考核力度等措施。全国可再生能源全额保障性收购制度落实情况取得积极成效。"十三五"时期，我国风电利用率由82.7%提升至96.5%，光伏发电利用率由89.5%提升至98%，可再生能源消纳水平得到显著提升。"十四五"时期，可再生能源发电利用率水平也一直呈现上升态势。可再生能源弃电状况持续缓解。

　　但是随着可再生能源的发展壮大，我国可再生能源发展已经从起步阶段进入成熟阶段，全额保障性收购制度的实施基础发生重大变化，实际执行中不完善之处也在逐步显现。一是全额保障性收购制度落实难度增加。从制度执行实际情况看,全额保障性收购全面落实难度持续增加，个别省份在实际执行中难以达到国家规定的最低保障收购年利用小时数，且低于国家有关政策明确的电价水平收购，特别是"保价不保量"和"保量不保价"问题时有发生，不利于保障发电企业合法权益。二是电力系统消纳能力建设与可再生能源发展不匹配。由于部分地区省内、省间电网结构不完善，电网输送工程建设存在一定滞后，可再生能源发电外送受网架因素制约明显。同时，我国电源结构性矛盾突出，灵活性电源与可再生能源发展时空匹配度低。再者我国可再生能源富集区与用电负荷区不匹配，省间市场存在交易壁垒，一些可再生能源资源富集的重点地区缺乏针对性制度安排，可再生能源电力消纳压力巨大。三是高比例可再生能源电力系统下全额收购可再生能源电力系统成本高昂。保障可再生能源发电全额收购不仅技术上面临严峻挑战，而且需要电力系统付出高昂的消纳成本，增加整个电力系统成本。

　　在以新能源为主的可再生能源装机规模持续扩大、国家持续深化电力体制改革加快构建新型电力系统、各地积极开展新能源电力参与市场化交易的实践探索背景下，《办法》适时发布，对全额保障性收购进行统一规范，明确保障收购范围，细化电力市场相关成员责任分工，为健全可再生能源政策支撑体系，有序推进可再生能源参与电力市场交易制度建设意义重大。

　　二、主要内容

　　《办法》系统全面的梳理了全额保障性收购制度监管关键环节，针对性的在收购范围、责任分工、监管职责、监管措施、法律责任等方面进行了统一规范设定。特别是《办法》在全额保障性收购与可再生能源参与电力市场化交易制度方面进行了充分衔接，主要内容包含以下几个方面。

　　一是落实深化电力体制改革要求，突出市场化方式实现资源优化配置和消纳。"十三五"期间，我国全额保障性收购开始和市场化消纳并行，建立了以"合理利用率"、"消纳责任权重"等为核心的可再生能源科学合理利用制度。进入"十四五"以来，一系列重要政策中提出"要科学制定可再生能源合理利用率目标"，从"弃电量"、"弃电率"到"利用率"，再到"合理利用小时"、"合理利用率"，评估可再生能源消纳的指标逐步变化。2019年5月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(发改能源〔2019〕807号)，提出建立可再生能源电力消纳保障机制，明确由售电企业和电力用户等共同承担消纳责任。同时，我国加速推进绿电绿证交易、电力市场建设步伐，市场化消纳的条件不断成熟。此次《办法》既充分考虑了存量可再生能源发电项目建设的政策背景、开发成本、技术水平等因素，也考虑了增量可再生能源项目参与电力市场的现实条件。明确除保障性收购电量外，可再生能源发电项目的上网电量包括市场交易电量，市场化交易电量由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。这将为风电光伏参与市场化交易的实践探索提供有力的政策依据。

　　二是以满足新型电力系统发展需要为前提，明确多市场成员购售电模式。为落实"双碳"战略，我国新型电力系统加快构建，2023年底我国可再生能源装机突破15亿千瓦，在全国发电总装机中的比重突破50%，历史性超过火电装机，可再生能源已成为保障电力供应的重要力量。要构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，就需要电力系统全环节发力。因此，《办法》明确，可再生能源电量收购主体由过去电网企业一家，转变为电网企业、售电企业、电力用户、电力调度机构和电力交易机构等多元主体，明确多市场成员的责任分工和法律责任。电网企业应确保可再生能源发电项目保障性收购电量的消纳，电力交易机构应推动可再生能源发电项目参与市场交易，电力调度机构应保障已达成市场交易电量合同的执行，通过电力市场促进各市场成员在电源构成、电网形态、负荷特性、技术基础、运行特性等领域主动实现转变，扩大可再生能源消纳规模。

　　三是以有利于可再生能源持续高质量发展为目标，推进市场化交易形成价格。2022年起，可再生能源发电已由补贴定价时代进入平价时代，可再生能源电量参与市场化交易规模逐年扩大。国家发改委、国家能源局高度重视可再生能源参与电力市场问题。"十三五"以来，出台了电力现货市场建设试点工作意见、建设全国统一电力市场体系指导意见、加快电力现货市场建设通知，明确要构建适应新型电力系统的电力市场机制，提升电力市场对高比例可再生能源的适应性。按照2030年新能源全面参与市场交易的时间要求，分步促进新能源可靠消纳。因此，《办法》中体现了可再生能源电量收购价格由全部政府定价转变为部分政府定价，其余部分通过市场化交易形成价格的重大机制转变，明确可再生能源发电项目上网电量中市场化交易电量价格通过市场化方式形成。

　　四是明确机构监管职责，保障发电企业合法权益。电力市场化改革是中央明确的改革方向，可再生能源参与电力市场交易是大势所趋。《办法》积极吸纳行业改革新成果，通过实施有效监管，保障可再生能源行业来之不易的发展成就，确保可再生能源产业国际竞争的"长板"优势。《办法》以有利于可再生能源的持续健康发展、有利于促进可再生能源的安全可靠消纳、稳妥有序参与电力市场为原则，明确电网企业、电力调度机构、电力交易机构未按规定收购可再生能源电量造成可再生能源发电企业经济损失的，应承担赔偿责任，并由电力监管机构责令限期改正或处以罚款。电力调度机构、电力交易机构不按照电力市场运行规则组织交易的，由电力监管机构责令改正;拒不改正的，依照《电力监管条例》等规定追究其责任。

　　三、发展方向

　　为实现"十四五"规划和2035年远景目标纲要，我国风电、光伏等可再生能源需要保持较快发展势头，以持续快速地推动能源供给侧清洁化、低碳化发展。面对新的机遇和历史使命，进一步提升可再生能源电力保障收购能力和消纳水平，提高非化石能源消费在一次能源消费中的占比，推进可再生能源替代行动，需要充分发挥全额保障性收购机制在引导可再生能源开发建设、消纳利用、市场化交易等方面的作用。一是坚持约束和引导相结合，加强全额保障性收购制度的监管力度，强化制度的考核力度和约束力。指导地方加强可再生能源开发建设项目储备和规模管理与各地区保障性、市场性并网规模衔接，制定市场成员全额保障性收购责任实施细则，建立健全过程指导。二是加快推进电力市场化改革，完善可再生能源电力市场化交易机制，电力市场规则应有利于新型电力系统构建，有利于可再生能源消纳和高质量发展，应考虑可再生能源项目"新老划断"，促进可再生能源电力跨省跨区交易，增加可再生能源电力消纳渠道。三是做好政策衔接。全额保障性收购制度稳定有效运行离不开电力市场交易机制、绿色证书等相关领域横向政策的支持。做好与相关领域横向政策之间的衔接与互动，达到政策联动、相辅相成的效果，多维度多角度推进可再生能源电力全额保障性收购工作。

　　(作者：陶冶 中国宏观经济研究院能源研究所可再生能源发展中心副主任)