可再生能源市场化消纳再进一步

近年来，我国以风电、光伏发电为代表的可再生能源行业装机规模飞速提升，持续维持跨越式发展态势，早已成为我国电力新增装机的主要力量。截至2023年底，我国可再生能源发电量约占全社会用电量比重的三分之一，风光合计发电量已能够完全覆盖同期城乡居民生活用电量。

可再生能源行业发展初期，“保障性收购”是支撑和培育行业发展的重要政策。然而，随着可再生能源尤其是风光发电行业快速发展，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落实难度增加，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进行收购，同时，想要继续实现可再生能源电量的全额收购，面临的不仅是电力系统技术上的突破，还需要付出高昂的系统成本。在此情况下，电力行业需要不断深化市场化改革，通过价格信号和市场化消纳实现资源优化配置，引导行业高质量可持续发展。

3月18日，国家发展改革委印发的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》(以下简称《监管办法》)，就可再生能源全额保障性收购进行政策调整。根据《监管办法》，自2024年4月1日起，风力发电、太阳能发电、生物质能发电、海洋能发电、地热能发电等非水可再生能源发电项目的上网电量，分为保障性收购电量和市场交易电量。其中，保障性收购电量由电力市场相关成员承担收购义务，市场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。可再生能源电量的收购主体，由电网企业一家扩展至电网企业、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，积极引导可再生能源项目通过市场化方式扩大消纳空间。自此，可再生能源市场化消纳再进一步。

其实，2022年发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》就明确提出，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易。由此可见，市场化消纳可再生能源已成为大势所趋。

伴随电力市场改革日渐深入，我国可再生能源参与电力市场化交易已形成一定基础，可再生能源电量参与市场化交易规模逐年扩大。数据显示，自2021年交易试点启动至2023年，全国新能源参与电力市场化交易的比例已从22%提升至超过40%，市场规模的持续扩大，为更深入推进可再生能源富余电力在更大范围的优化配置奠定了基础。

与此同时，仍需看到，当前我国电力市场机制尚未成熟，各省在交易规则、价格机制等方面还没有做到完全统一，无法对可再生能源消纳能力的持续提升形成足够支撑。因此，为更好地促进可再生能源市场化消纳，未来还需要在以下几方面发力。

完善电力市场交易机制。构建包括中长期市场、现货市场等在内的电力市场体系，通过多时间尺度衔接，最大限度促进新能源消纳;有序推进跨省跨区交易，完善省内市场与省间市场的衔接机制，逐步实现各省区电力交易的开放与融合，最终建立全国统一电力大市场，促进新能源发电在更大范围内消纳;适时建立容量市场机制，保障高比例新能源接入的系统运行安全。

做好电力市场交易机制、绿色电力证书等相关政策的衔接与互动。目前，绿电交易、绿证交易、新能源专场交易等交易行为并行，绿色环境价值难以定义，甚至可能导致重复计算。应做好绿电、绿证和电力市场机制衔接的顶层设计，使可再生能源的绿色价值能够充分体现。

注重灵活性资源的开发和利用。促进新能源消纳，需要适应其波动性，亟须充分开发和利用灵活性资源，以规避新能源不稳定对电网带来的安全隐患。应积极发展储能技术，加强储能产业发展，包括电池储能、抽水蓄能等，平衡电网供需。同时，要重视灵活性资源的利用。如新能源配储利用率低等问题，不仅不利于储能投资和健康发展，还影响其平抑新能源波动性作用的发挥。