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eo记者 刘斌
编辑 姜黎、冯洁
在经历了以补贴为驱动的狂飙突进以后，可再生能源发展的动力正在悄然改变。
近日，浙江完成了首笔绿电交易，申洲国际集团控股有限公司从浙江中营风能开发有限公司购买了2000万千瓦时电量，结算电价根据合同约定。浙江发改委评价此次交易，满足了浙江外贸企业供应链可持续发展的个性化诉求，拓展了清洁能源采购市场，通过“绿色电力交易证书”进一步提升了企业的国际品牌价值。
电力消费侧对绿电的使用意愿，将是未来推动可再生能源发展不可忽视的力量。
除了消费侧对绿电的认可，可再生能源在能源转型中的作用愈发突出。今年9月，中国为碳达峰、碳中和划定明确的时间线，这对于可再生能源发展具有深远影响。
当宏观层目标明晰，再加上消费侧的认可，可再生能源发展前景充满想象，但其中也蕴含着巨大的不确定性。随着补贴政策逐步退出，燃煤发电标杆电价机制谢幕，可再生能源项目原来的投资收益参考系逐渐瓦解。
进入平价时代，可再生能源不可避免地要接受市场的洗礼，设置怎样的机制促使可再生能源在内的多种能源品种发挥长处，共同破解能源“不可能三角”，或许是确定可再生能源发展“天花板”的必经之路。
不确定性中的确定
在第七十五届联合国大会一般性辩论上，中国提出将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。
“30·60目标”的提出，将进一步加快中国低碳化进程，这也将成为可再生能源发展最大的确定性因素。
这一积极信号即刻提振了可再生能源行业的信心。上述目标提出不久，全球数百家风能企业在2020年北京国际风能大会上一致通过《风能北京宣言》。宣言提出，为达到与碳中和目标实现起步衔接的目的，在“十四五”规划中，须为风电设定与碳中和国家战略相适应的发展空间：保证年均新增装机5000万千瓦以上。2025年后，中国风电年均新增装机容量应不低于6000万千瓦，到2030年至少达到8亿千瓦，到2060年至少达到30亿千瓦。
光伏行业人士也提出，光伏发电产业将在中国碳中和目标实现过程中起决定性的主导作用。“十四五”期间，光伏新增装机将达到4亿千瓦以上，年均新增装机超过8000万千瓦。
“过去可再生能源管理体制是以补贴为核心和瓶颈，平价之后，如何保障可再生新增装机量达到碳达峰、碳中和的要求，这是政府制定政策逻辑的重点变化。”新能源电力投资联盟秘书长彭澎对eo表示。
在可再生能源发展初期，由于其发电成本较高、缺乏竞争力，需要政策扶持。2006年正式生效的《可再生能源法》可以视作可再生能源规模化发展的起点。《可再生能源法》建立了包括总量目标、强制上网、分类电价、费用分摊、专项资金等五项制度。
《可再生能源法》明确了具有法律强制性的可再生能源发展目标，并规定电网企业承担全额收购可再生能源发电电量的义务，通过分类电价制度，确保开发企业在不同的区域获得相对合理收益，最后设立可再生能源发展基金，在全国范围内分摊可再生能源的高成本。
此后一系列政策文件出台，对上述制度做出了详细规定，可再生能源固定电价制度体系由此确立。
固定电价制度带有鲜明的行政管理色彩，政府利用明确的价格信号，吸引投资者进入可再生能源行业，这对于突破可再生能源发展初期的高成本障碍至关重要。在固定电价制度下，可再生能源价格结算分为两部分，一部分执行当地燃煤机组标杆上网电价，由电网公司支付；高于当地燃煤机组标杆上网电价的部分，由可再生能源发展基金进行补贴。
此后数年，在明确的目标引导以及投资收益刺激下，全国可再生能源装机规模迅速增加，截至2020年10月，全国风电装机规模达到2.3亿千瓦，光伏发电装机达到2.3亿千瓦，风电、光伏发电装机规模占全国发电装机的比重为21.9%，仅次于火电。
随着可再生能源蓬勃发展，固定电价制度缺陷开始暴露出来，突出表现为可再生能源补贴缺口逐年扩大。
数据显示，截至2018年，可再生能源补贴缺口累计已经超过1100亿元。全国人大常委会执法检查组在关于检查《中华人民共和国可再生能源法》实施情况的报告中指出，截至到2019年，可再生能源电价附加征收总额仅能满足2015年底前已并网项目的补贴需求，“十三五”期间90%以上新增可再生能源发电项目补贴资金来源尚未落实。
财政部在一份公开答复中指出，补贴资金缺口的背后有着更深层次的原因，即价格调整滞后于成本下降速度，使得价格和成本严重背离，刺激一些地方不顾现实情况，盲目核准、抢装机、抢上网等问题突出，造成行业无序发展、过度投资。
“十三五”中后期，财政部以及国家能源主管部门开始着力调整补贴机制，以改变可再生能源发展困境。今年1月，财政部、国家发改委、国家能源局下发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号），明确提出完善现行补贴方式，通过以收定支，合理确定新增补贴项目规模；充分保障政策延续性和存量项目合理收益。
新增可再生能源项目的补贴规模正在逐步收紧。自2019年开始，光伏发电开始实行补贴竞价，当年补贴预算为30亿元，2020年降至15亿元，2021年补贴预算为33.8亿元；对于风电项目，2020年起，新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴，2021年起，新增陆上风电项目不再享受中央财政补贴。不需要中央财政补贴的风电、光伏发电项目，则由地方政府自行组织建设。
这也意味着，在“十四五”乃至更长时间内，无补贴的平价项目将成为可再生能源新增装机的主流。
在平价之前，可再生能源在政策庇护下，通过技术进步实现了成本的快速下降以及装机规模的迅速增长，但平价以后，可再生能源失去了以标杆电价为参考的确定性收益，如何在市场化大潮之中进一步实现规模增长，这是行业普遍关注且焦虑的事情。
“风电发展真正进入了低利润率时代，过去风电项目内部收益率（IRR）平均能够达到15%，现在只有6%—8%。”原国电集团党组书记、副总经理谢长军在接受eo采访时表示，“2021年将是重要的政策调整期，必须要出台相关政策保护陆地风电的投资积极性。如果不能很好地落实消纳，陆上风电的投资肯定会受到影响，在低电价时代，大量限电就意味着亏损。”
消纳责任权重值得期待
为了支持平价之后可再生能源发展，国家能源主管部门已经推出了可再生能源消纳责任权重，以促进各省级行政区域优先消纳可再生能源，同时促使各类承担消纳责任的市场主体公平承担消纳责任，形成可再生能源电力消费引领的长效发展机制。
去年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，可再生能源电力消纳保障机制脱胎于酝酿已久的“配额制”，其核心依然是规定各省级区域的可再生能源电量在电力消费中的占比目标，同时明确了政府部门、电网企业以及各类市场主体的消纳责任。
从实施机制来看，按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源消纳责任权重（包括可再生能源电力总量消纳责任权重和非水电可再生能源电力消纳责任权重），各省级人民政府能源主管部门牵头负责本省级行政区域的消纳责任权重落实，国家能源主管部门对各省级行政区域消纳责任权重完成情况进行监测评价。
承担消纳责任的市场主体通过消纳可再生能源电量来完成责任权重，包括从电网企业和发电企业购入的可再生能源电量，以及自发自用的可再生能源电量。除此之外，还可以通过购买超额消纳量、绿证的补充方式来完成消纳量。
今年是可再生能源消纳责任权重正式考核的第一年，对于大部分省份而言，完成两项责任权重的难度并不大。不过随着各省可再生能源装机规模逐步增长，指标压力也在逐渐增加。据了解广东省情况的人士透露，根据测算，广东完成可再生能源电力总量消纳责任权重的问题不大，但由于广东省内非水可再生能源装机有限，完成非水消纳责任权重存在一定困难。并且消纳责任指标每年调整，国家能源局会根据新增装机情况设定相应的指标，未来海上风电投产以后，目标值可能会有较大提高。
但现实困境是，权重指标设定过高容易招致地方政府反对，在缺乏有效考核手段的情况下，难以通过考核督促地方政府完成权重指标，而指标过低则没有意义。
根据国家能源局的解读，消纳责任权重先由国家能源主管部门组织相关机构进行统一测算，并向省级能源主管部门征求意见；省级能源主管部门对统一测算的指标进行研究并反馈意见；国家能源主管部门再综合反馈意见，向各省下达当年可再生能源电力消纳责任权重。
各省级能源主管部门了解本省情况，却也更倾向于报低指标以减轻完成压力。“各省基本上都能完成，这个考核就没有意义了。”有业内人士指出。
以2020年可再生能源消纳责任权重来看，能够为可再生能源提供的新增市场规模有限。上海电气风电集团董事长金孝龙对eo表示，以2019年实际消纳情况对比2020年具体指标，西藏不参加考核，新疆、内蒙古、甘肃、宁夏等15个省区不需要新增消纳量就已经完成2020年最低消纳责任权重。青海、北京、天津、广西等省份的最低消纳责任权重提高较多，非水消纳电量增加较多的省份有青海、浙江、北京、广东、天津、贵州、四川、广西、福建等。若按最低消纳责任测算，新增可再生能源装机1000多万千瓦，即使按激励责任测算，新增装机不到5000万千瓦也可实现权重目标，按责任权重倒推的新增市场规模量较小。
有了解可再生能源政策的人士指出，消纳责任权重具有非常重要的作用，通过设定指标能够确保每个省份的消纳量逐年增长，为新增装机提供基本的电量空间。对于存量项目，也保障了其电量消纳，有利于提高项目利用率。
历经数年博弈的可再生“配额制”最终以消纳责任权重的面目问世，新名称弱化了“配额制”的强制性色彩，带有明显的妥协意味。虽然无法通过强有力的考核来推动各省完成较高的配额指标，但政策制定者也寻找到了新的突破点。
根据可再生能源消纳保障机制，超额完成消纳量不计入“十三五”能耗考核。由于能耗总量和强度“双控”考核采取问责制和一票否决制，对地方政府是一项强有力的约束性指标。而中东部省份因为经济发展较快，能源消费旺盛，用能空间日益趋紧。可再生能源消纳与能耗考核挂钩，为地方政府拓展用能空间提供了宝贵机会，有利于激发地方政府消纳可再生能源电量的内在动力。
在能源消费总量的天花板下，地方政府有充足的意愿发展可再生能源，以满足不断增长的能源消费需求，这是可再生能源消纳保障机制设计的关键所在。
“30·60目标”的提出，释放出发展可再生能源的积极信号。多位受访人士表示，“30·60目标”是未来推动可再生能源发展的重要驱动力，但作为一项远期目标，如何将其分解落地至关重要。
彭澎认为，“十四五”期间，可再生能源的增长量应建立在实现碳达峰的基础之上，“要以碳达峰作为政策制定的核心，将这一目标进行层层分解。”
“按照‘30·60目标’，现有的可再生能源消纳责任权重无法和它衔接起来，所有的指标都要根据目标重新进行测算。”谢长军表示。
接受市场洗礼
宏观层面的可再生能源发展目标，为可再生能源行业带来了信心。但在无补贴阶段，规划目标更多地是发挥引导作用，市场将在可再生能源发展和消纳中起到更加重要的作用。
国网能源研究院副总工程师马莉在接受eo采访时表示，从电力市场建设来说，可再生能源是电力市场中必不可少的组成部分。随着市场化交易电量比例的不断提高，可再生能源逐步参与电力市场，将为可再生能源消纳带来新的机遇和挑战。
她也指出，相比常规能源，需要在电力交易中综合考虑可再生能源的特殊性。一方面，受可再生能源保障性收购、消纳责任权重机制等政策的影响，在市场交易中需要考虑政策之间的协调；另一方面，可再生能源波动性大、预测精度低，参与市场存在一定风险，需要在市场规则中予以考虑，兼顾经济性和系统安全。在中长期电力市场中，需要建立适应可再生能源的合同曲线调整机制。
随着电力市场改革的推进，非水可再生能源在电力装机的比重逐年提升，其参与电力市场的步伐也在加快。
去年8月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》的通知（发改办能源规〔2019〕828号），提出建立促进清洁能源消纳的现货交易机制。各电力现货试点地区应设立明确时间表，选择清洁能源以报量报价方式，或报量不报价方式参与电力现货市场，实现清洁能源优先消纳。市场建设初期，保障利用小时数以内的非水可再生能源可采用报量不报价方式参与电力现货市场。
对于可再生能源如何参与市场，业内仍然存在争议。在现阶段电量相对过剩的情况下，参与市场交易等同于降价，这是可再生能源企业抵触参与市场的主要原因。
“风电已经做到和火电一样甚至低于火电的价格，但可再生能源的清洁属性还没有实现商业化。如果在电力市场竞争中，不给可再生能源优先权，那就会丧失发展可再生能源的动力了。”谢长军表示，“可再生能源的环境属性需要在政策的细节当中体现出来。”
截至目前，国内风电、光伏发电装机已经达到4.6亿千瓦，其中90%是带补贴的项目，带补贴的存量项目如何参与市场是一个非常棘手的问题。
业内有观点认为，可再生能源电价和清洁属性应该分离，电价在电力市场中形成，绿色属性则在绿证市场中体现。
事实上，政策层面已经开始对存量项目进行价补分离，将可再生能源全电量补贴调整为全生命周期内合理利用小时数补贴，这也是为可再生能源进入市场做好前期准备。
今年10月，财政部、国家发改委、国家能源局下发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知（财建〔2020〕426号），明确了各类存量项目全生命周期的合理利用小时数，在合理利用小时数以内的部分，按照当年发电量给予补贴，超出部分不再享受中央财政补贴，核发绿证准许参与绿证交易。
“新能源进入市场，必须价补分明，价格是价格，补贴是补贴。”有甘肃发电企业人士表示。
“十四五”期间，可再生能源增量将以无补贴的平价项目为主，保障平价项目的合理收益是稳定行业预期的关键。去年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号），从优化投资环境、保障优先发电和全额保障性收购、鼓励通过绿证交易获得合理收益补偿等方面予以支持。
按照上述通知，平价上网项目由电网企业落实接网工程建设责任，确保平价项目优先发电和全额保障性收购，并签订不少于20年的长期固定电价购售电合同。
“很多公司之所以愿意做平价项目，是因为各种边界条件清楚：不限电、不参与市场化交易、20年稳定收购，对投资者来说能够清晰地算出收益率。”有法律界人士对eo表示，但他也指出，实际上很多平价项目并没有签订20年的长期购售电合同，也需要参与市场化交易，这些不利因素影响了企业的投资预期。
彭澎认为，对于带补贴的项目，合理利用小时数以内部分应由电网承担保障消纳责任，超额部分进入市场。而对于无补贴项目，原则上是保量报价，但未来很难做到。
“真正限制企业投资的是消纳问题。”彭澎表示，“电网的灵活性成本应由谁来承担，这是电改的核心问题，已经超出可再生能源本身的范畴。”
尽管可再生能源即将进入全面平价上网阶段，但上网电价低于燃煤火电只是阶段性目标，随着可再生能源比重逐渐提高，未来仍需要进一步降低可再生能源的系统消纳成本。
“未来要实现高比例的清洁能源，同时既要负担得起，还要保障电力安全，确实需要我们从体制机制上下功夫，通过市场配置手段，以更低的成本、更有效的方式来实现电力系统安全运行，这应该是未来的出路。”马莉表示。
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