以可再生能源为代表的清洁能源逐步成为能源生产和消费的中坚力量。近期发布的《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定》对深化生态文明体制改革作出部署，提出健全绿色低碳发展机制，完善新能源消纳和调控政策措施。可再生能源消纳责任权重机制作为一项可再生能源消纳和调控的核心政策措施，迄今为止正式运行已迈入第五年。确定各地区年度可再生能源电力消纳责任权重，是各级能源主管部门、相关市场主体落实新能源消纳责任的重点工作任务，也是健全绿色低碳发展机制的重要举措。焕新升级、序启新章，日前，国家发改委、国家能源局联合印发《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改办能源〔2024〕598号）（以下简称“598号文”），下达2024年各地总量消纳和非水电消纳责任权重指标以及2025年预期值，并首次新设电解铝行业绿色电力消费比例，推动绿色低碳发展走深走实。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：唐俊）
相关阅读：
两部门：今年新设电解铝行业绿色电力消费比例目标
与时俱进
进一步释放可再生能源市场化信号
可再生消纳责任权重机制并非我国首创，与此类似的可再生能源配额制（Renewable Portfolio Standard，RPS），早已被全球100多个国家或地区引入，其中，美国、英国和澳大利亚最具代表性。美国完成配额的主要方式为与可再生能源发电机组签订长期购电协议（PPA）、直接购买绿证（RECs）以及自建可再生能源。英国从2002年开始实施“可再生能源义务证书制度”（Renewable Obligation，RO），2015年开始实施可再生能源差价合同（Contract For Difference，CFD），并从2017年开始全面取代RO制度。澳大利亚政府2000年通过《可再生能源法案》，发布强制性可再生能源目标（MRET），2011年起，启动了可再生能源证书期货（RECs Futures）上市，以稳定此前在澳市场上交易的可再生能源证书价格波动（澳可再生能源证书分为大规模发电证书LGCs和小规模技术证书STCs两种）。从政策设计上看，这些国家的配额制与电力现货市场高度衔接，配额比重按市场消纳比例来确定，并留有一定裕度；从政策实施效果上看，以市场化方式开发、利用可再生能源，有助于降低可再生能源开发利用成本。
在我国，随着新能源发展规模逐步扩大，建立在补贴基础上的全额保障性收购制度逐渐暴露出弊端，一方面消纳能力不足，另一方面补贴资金缺口越来越大。为提高可再生能源消纳能力，需要引入市场代替补贴。2018年，能源主管部门在八个月内先后三次征集意见，最终形成了《关于实行可再生能源电力配额制的通知（征求意见稿）》。之后，配额制易名为“消纳责任权重”，国家发改委和国家能源局2019年联合印发《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号文），建立了可再生能源电力消纳责任权重制度。此后，能源主管部门逐年下达当年各省可再生能源电力消纳责任权重，并在考虑可再生能源项目建设周期等因素基础上，提前一年发布预期性指标，并适时公布年度完成情况和监测结果。该机制运行以来，全国新能源产业快速发展，可再生能源消纳总量持续提升。根据国家能源局2023年9月发布的《2022年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》显示，2022年全国可再生能源电力实际消纳量为26810亿千瓦时，占全社会用电量比重31.6%，同比提高2.2个百分点；全国非水电可再生能源电力消纳量为13676亿千瓦时，占全社会用电量比重为15.9%，同比增长2.2个百分点。
看到成绩的同时，我们更要看到问题和差距，我国可再生能源消纳责任权重制度起步较晚，是可再生全额保障消纳制度向可再生能源配额制的“过渡机制”，与美、英、澳等国基于成熟电力市场建立的可再生能源配额制还存在本质区别，暂不具备国际配额制公认的市场化替代补贴制度。其次，在高比例新能源场景下，保障电力系统平衡面临巨大挑战，在保障电网运行安全的前提下，继续完成新能源全额消纳目标，需要付出巨大的经济代价。形势逼人，新能源全面入市已是大势所趋。国家发改委、国家能源局2023年发布的《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号），提出加快放开各类电源参与电力现货市场。按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。
598号文的出台恰逢其时，释放出与时俱进的市场化信号。上一年度发布的《关于2023年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改办能源〔2023〕569号）中，指导文件仍参照2019年版本的807号文，而598号文的指导文件已升级为国务院印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》（国发〔2024〕12号），该方案对有色金属行业节能降碳行动进行了部署，并明确提出资源条件较好地区，在优先保证经济性前提下，新能源利用率可降低至90%。以此为契机，进一步完善以市场为导向的可再生能源电力消纳机制，可推动可再生能源就地消纳和跨省跨区大范围优化配置。
亮点突出
首次对用户侧特定行业试点配额
598号文由适用范围、考核要求、组织实施、监管责任等七部分组成，明确了2024年、2025年可再生能源电力消纳责任权重和重点行业绿色电力消费比例目标。综合看，598号文的主要亮点有三方面：
亮点一：一定程度上还原了可再生能源绿色价值属性。欧美配额制政策出台的初衷，即用市场机制代替补贴机制来解决可再生能源市场消纳难题。因此，绿色价值本质是由政府信用产生的电力附加值，并不直接跟随电力商品，更不与电力交易合同混为一谈。在欧美，绿电、绿证属于同一等级，绿色价值凭证涵盖可再生能源交易合同和绿色证书，两者之间并不存在物理意义上的一一对应，仅存在经济关系上的可追溯，由买方支付平衡费用来证明其为绿色价值付费，这也是欧盟碳关税承认PPA（购买可再生能源电量的合同）的现实依据。对我国而言，提升绿电占比是能源绿色低碳转型发展的必由之路。598号文采用了渐进式做法，并未全盘否定之前的输送量、消纳量，而在核算标准引入了绿证制度，以持有绿证核算绿色电力消费量完成情况。“绿证+配额”机制既是国际通行做法，也是推动我国可再生能源高质量发展的有效手段。2019年印发的807号文中，我国消纳责任的三种履行方式中，绿证处于补充替代地位，因此，提高绿证在我国消纳责任制度中的地位势在必行。2023年8月，能源主管部门对绿证制度进行了升级，实现了可再生能源全覆盖，通过确立绿证的唯一性地位，提升我国绿色价值的权威性和通用性。598号文将可再生能源电力消纳责任权重机制与绿证建立起更紧密的联系，有了绿证消费的消纳责任权重制度，才能促使电力用户之间公平承担相应的责任和义务，让绿色价值更加趋近于原来本质，保障消纳机制落到实处。
亮点二：首次在用户侧特定行业试点配额。国家发改委等部门2022年1月发布《促进绿色消费实施方案》，方案指出，要引导用户签订绿色电力交易合同，并在中长期交易合同中单列，加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，且明确提出了建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制。这一方案的公布给予了绿电交易市场新的活力，即绿电中长期交易合同与要求高耗能企业使用绿电的刚性约束将一定程度地推动我国绿电交易规模；而一旦允许用户通过购买绿电完成可再生能源消纳权重，将进一步有效刺激用户参与绿电交易积极性。国家发展改革委等部门关于印发《电解铝行业节能降碳专项行动计划》的通知（发改环资〔2024〕972号）明确提出，2025年电解铝行业可再生能源利用比例达到25%以上的具体目标。598号文的另一大亮点便在于，顺势将电解铝行业纳入可再生能源电力消纳责任权重的考核体系，这是我国首次对特定行业试点配额。不论国内还是国外，绿色价值的需求都不是自然形成的，实质是一种“政府立租”行为，通过用户支付可再生能源的绿色价值进而承担转型成本。长期以来，“卖不掉的绿证、买不到的绿电”成为我国绿色价值市场一大问题，种种现实表明，让供需有效匹配已是市场发展的当务之急。有买有卖才能构成交易，想实现绿色价值，就必须有用户侧配额，否则难以兑现绿色价值，598号文实质上是在试点用户侧的配额制，打通绿色消费堵点，有效激发绿色消费市场潜力。
亮点三：可再生能源消纳机制不断深化。可再生能源电力消纳权重考核指标包括“总量”和“非水可再生能源”消纳责任权重两种。“总量”消纳权重的计算方法是，当地生产且消纳的可再生能源电量加上外地净输入的可再生能源电量，除以本地全社会用电量。计算公式中，分母为本地区全社会用电量，其与当地的经济发展、能源和电力需求增长紧密相关。分子分为本地区生产且消纳的可再生能源电量、区域外净输入（输出地为负值）的可再生能源电量两部分，前者取决于当地可再生能源开发建设规模以及实际消纳水平，后者与跨省跨区输电通道的规划、建设、运行以及市场交易情况紧密相关。“非水可再生能源”则是在上述可再生能源电量中去除水电的部分。依据往年公开的文件，往年大多数省份消纳责任权重每年提升幅度约1到2个百分点，而598号文中，大多数省份消纳责任权重较去年上浮3个百分点以上。其中，黑龙江、河南、海南较去年提高7个百分点及以上；吉林、湖南、甘肃较去年提高了6个百分点及以上。2024年可再生能源电力“总量”消纳责任权重最大的是四川、青海、云南三省，与去年消纳责任权重保持一致均为70%；“非水可再生能源”消纳权重最大的省（区）集中在西北和东北地区，分别为青海、宁夏、吉林、黑龙江，均为30%。不论可再生能源消纳责任权重的明显调整，还是电解铝行业的首度参与，都体现了我国推动绿色低碳发展走向深化的决心。
挑战突出
市场化消纳机制有待优化
深化绿色低碳发展机制改革，598号文的出台将促进可再生能源高质量发展和高水平利用，对电力行业发展产生重要影响。但距离成熟的可再生能源电力消纳责任权重市场机制还有几项挑战：
一是交易和实际消纳未能完全剥离。目前，“上网”仍是可再生能源消纳的最主要手段。只要以大电网组成的电力系统消纳新能源，就必须保持实时平衡，即所有用户都从电网的“水池子”里实时取水，因此，不管绿电以何种方式交易，用什么技术进行溯源，实际使用的电力都难以保证是否属于绿色新能源。欧盟委员会近期公布的动力电池碳足迹规则（“征求意见稿”），对绿色电力的定义进一步收窄，只认可用户和发电“物理直连”，而通过合同模式确认经济关系、使用电网消纳绿电的方式尚未被认可，意味着购电协议（PPA）和能源属性证书（EAC）这两个市场化工具可能无法用于核算扣减电力碳足迹。在实践中，绿电市场具有相对“可靠的追踪系统”，而绿证目前在此方面还存在明显不足。电池法案将绿电绿证列为一个等级，很大程度上考虑大电网的用户都在为消纳可再生能源努力，但最终受益方却是不承担系统平衡责任只花钱买到绿证的用户。当前，业界讨论关于要不要认可绿电（绿证）的问题，先要明确企业外购电力间接排放核算方法技术路线选择问题。目前，美国、欧洲等地都在配套研究相应时间尺度的电力排放因子，我国在完善和发展绿证体系的同时，也应当关注国际间这一趋势的发展和变化，积极应对国际贸易新规则。
二是应统一全部用户的配额标准。598号文明确了各地2024年、2025年电解铝行业绿色消费比例，其中，山东比例最低为21%，四川、云南最高为70%。当前，绿色电力市场和碳市场“两张皮”，对电解铝行业来说，无所适从。其次，国家发展改革委2021年发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）指出，高耗能企业市场交易电价，不受上浮20%的限制。上浮不限就意味着要让用电多、能耗高的企业多付费。但在执行过程中，除甘肃省明确几个大用户名单，其他各地均未落实，三方面政策因素叠加，未来电解铝参与电力交易规模和范围有可能大幅缩减。
同时，也要高度关注电解铝行业面临的国际贸易形势。欧盟决定实施碳边境调节机制（CBAM）后，引起社会各界特别是向欧盟出口企业的高度关注。铝作为使用最为广泛的工业原材料被CBAM列入首批实施碳边界调节名单，这必将对铝工业产生重大影响。2023年，我国对欧盟出口的CBAM铝产品总量为68.9万吨（同比下降30%），占其对全球出口总量的8.7%，出口总额为227.6亿元人民币（同比下降26%），占其对全球出口总额的10.3%。因此，应深入分析欧盟碳关税当前要求及未来发展趋势，结合我国铝工业发展实际，及早启动相关政策研判及措施应对，推动铝工业全产业链绿色低碳发展，为其他出口欧盟产品应对碳关税，探索可借鉴的经验。
三是打通省间壁垒，有效衔接“电-证-碳”。当前配额指标的分配已经考虑了不同地区、不同类型的实际差异，但仍有进一步完善空间。例如：新能源资源禀赋好、装机占比高的地区，消纳责任权重指标高，导致西北地区新能源大省，为完成可再生能源消纳责任权重任务，倾向于将绿电资源留在当地，在确保完成自身目标任务情况下，才考虑余量外送，加剧省间壁垒。从市场化交易层面看，各省区差异过大，也会影响跨省区交易。
打破省间壁垒，必须加快建设全国统一电力市场体系，建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制，支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易，加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。加快建立市场化的跨省跨区输电权分配和交易机制，最大程度利用跨省跨区富裕通道优化电力资源配置。同时，协调解决我国目前存在的绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易尚未有效衔接的问题，整体规划“电—碳—证”市场发展，形成系统性的“电—碳—证”市场协同运营规则，提升绿色产品国际市场竞争力，充分激发绿证需求潜力，为大力推进节能降碳提供有力支撑。
党的十八大以来，我国新能源发展取得了举世瞩目的成就，装机规模和发电量都稳居世界首位，这离不开市场机制和新能源发展的“双向奔赴”，市场“保供应、促消纳”作用日益凸显。新形势新要求下，面向可再生能源跃升式发展，能源主管部门采取“小步走”策略，在不断完善和调整中逐渐前行。深化电力现货市场建设的探索任重而道远，践行新发展理念和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，仍然要以市场化为核心，逢山开路、遇水叠桥，敢于冲破思想观念束缚，突破利益固化藩篱，拓宽新能源高质量发展之路。
