共担新能源发展和消纳责任，如何从原则走向现实？

蓝狮平台网讯：2020年9月22日，中国提出2030年前努力实现二氧化碳排放高峰，2060年前努力实现碳中和目标（以下简称碳高峰、碳中和目标）。经过一年多的时间，新能源作为实现碳高峰、碳中和目标不可或缺的途径和手段，从十四五开始实现跳跃发展，并在各行各业基本达成共识。

一年多来，中国完善了非化石能源在能源消费中的比例目标，将2030年的比例从20%提高到25%，20%调整为十四五末期的目标；2060年，非化石能源首次提出了80%以上的能源消费长期目标。

为促进风电、光伏等新能源的飞跃发展，国家能源主管部门于2021年密集发布了多项具体政策，充分体现了十四五期间的政策导向:风电、光伏等新能源的发展与消费同等重要。要实现大规模、高比例、市场化、高质量发展，电力和能源系统都需要围绕更高比例的新能源整合来布局项目建设。

在政策的推动下，尽管2021年面临着原材料价格上涨等问题，但新能源仍保持着较高的市场规模。业内预计全年新增风电，光伏装机容量将达到9000万千瓦左右。在功率贡献方面，2021年前9个月，风电和光伏发电同比增长41.5%、24%和12.9%，风光功率增长在全社会功率增长中的比例达到26.4%。新能源在缓解缺方面发挥了作用。

2022年，新能源市场的发展将继续按照大规模、高比例、市场化、高质量的总体方向、消费保障、多元化并网、电价、绿色电力消费等机制，在全面推进集中分布式风电、光伏等项目的建设和运行中发挥重要作用。

消耗责任权重：落实责任共担。

在十四五期间，加强可再生能源电力消费责任权重引导机制是保障新能源发展和消费的重要手段。

2019年，中国建立了可再生能源电力消费保障机制，通过向地方政府部门、电力销售企业、电力用户等市场实体提供具有约束力的可再生能源电力消费权重责任，建立以消费为主导的发展机制。根据碳高峰、碳中和目标和非化石能源在能源消费中的比例目标，逐年合理调整各地区和市场实体消费可再生能源电力的责任权重，不仅可以形成新能源电力的年度市场需求，而且可以为所有已建成的并网项目的消费提供保障。2020年是消费者保障机制的第一个正式评估年，30个省份的消费责任权重达到了总消费责任权重和非水电消费责任权重的要求。

经过两年的实施和具体操作，消费者保障机制的地方实施和具体操作，建立了国家一级的评和评价管理，机制的实施有了良好的基础。

2021年5月于2021年可再生能源电力消费责任权重及相关事项的通知》(发改能源〔2021〕704号)于2021年5月发布，提出了加强消费保障机制的作用，并明确了机制实施的一些细则。

根据本文件，每年年初，有关部门发布当年和次年各省的消费责任权重，当年权重为约束性指标，次年权重为预期性指标。

文件中反映的一个重要方向是消耗权重的责任共担，即通过逐步缩小地方权重目标的差异，反映新能源和可再生能源发展和使用的全社会责任和公平承担的方向。例如，2022年，各省预期非水电责任权重指标比2021年约束性非水电责任权重指标增加1.25个百分点。对于东部用电量大的省份，消耗非水可再生能源的绝对增量将更大，这就要求其更快地发展地方非水可再生能源，接受跨省、跨区域非水可再生能源。

为了有效发挥消费保障机制的作用，国家政策明确规定，十四五期间，消费责任权重的完成与当地能源消费总量适度挂钩（对于激励性可再生能源电力超额消费责任权重的地区，超过最低可再生能源电力消费责任权重的消费量不包括在该地区年度和五年规划的当期能源消费总量评估中），鼓励各地消费更多可再生能源。

2021年12月，中央经济工作会议加强了这一支持措施，建议新能源不纳入能源消费总量评估，中长期方向是将能耗‘双控’转向碳排放‘双控’。对于新能源产业来说，这将是一个长期的积极因素。

并网多元化保障：提高开发质量。

2022年，新能源项目开发将继续坚持集中分布式，这也将是贯穿十四五期间的项目开发理念。

在集中发展方面，《关于国民经济社会发展第十四五年规划和2035年愿景目标纲要草案的审查结果报告》提出建设现代能源体系建设项目，其中之一是建设大型清洁能源基地。2021年10月，中国明确提出加快沙漠、戈壁、沙漠地区大型风电光伏基地项目规划建设。第一批安排能力接近1亿千瓦。2021年12月，有关省份向国家能源主管部门报告第二批基地项目。

从第一批基地的进展来看，大部分已投标的基地都需要在2021年内开工建设，2023年底前并网，将成为2022年和2023年新增装机的主力军。考虑到新能源基地光伏电化学储能建设周期约为一年，风电、光热发电建设周期约为两年，预计2022年将是沙漠、戈壁、沙漠风景基地安排和项目建设的关键时期，主要基地将在此期间开工建设。

在分布式新能源项目的发展方面，国家将在十四五期间开展数千个村庄和数千个家庭的风控制行动。除了促进全县分布式光伏建筑屋顶光伏的应用外，其他分布式应用场景的规模也将扩大，这也将增加分布式光伏市场。从目前的情况来看，中东地区的电力需求较大，配电网基础较好，县试点更加活跃。分散式风电的潜在市场将是工业园区和农村田地的应用，但首先需要解决土地问题，找到合适的土地利用和商业模式。从项目特点来看，如果农村分散式风电能够集中发展，分散式建设可能更合适，原因是风电建设、运行管理技术要求高、统一建设、统一管理、统一运行维护发展模式，可以降低施工和运行维护的整体成本，同时保证质量。

为了保证每年增加约1亿千瓦的波动性电源新安装机的消耗，必须同时增加消耗空间，并网多元化保障机制将在2022年发挥保障作用。

并网多元化保障机制是将每年新安排的风景项目分为两部分:保障性并网和市场化并网。其中，各省(区、市)完成年度非水电最低消费责任权重所需的新并网项目，由电网企业实施保障性并网；对于除保障性并网范围外仍有意愿并网的项目，并网条件可以通过自建、合建、共享或购买服务等市场化方式实施，即市场并网。

2022年，预计保障性并网将包括大型风景基地、已安排的分布式光伏和新的家庭光伏项目，市场化并网的范围也将扩大。从增加消耗能力的责任来看，电源侧还将增加配备抽水蓄能、储热光热发电、火电调峰、电化学储能等，以提高灵活调节能力。

电价和参与市场：收入和风险将增加。

2021年，新风景项目全部平价上网，实行地方燃煤基准价的定价方式，体现了国家政策保障新能源项目合理收益的总体原则，即在风景电站实现全额补贴退出的第一年。虽然2022年新能源电价政策尚未出台，但预计保证合理收益的原则不会改变。

除了在线电价政策外，十四五期间新能源参与电力市场的规模和范围也将继续扩大，这将在更大程度上影响特定项目的收入和经济。

在参与电力市场方面，国家发改委于2021年10月发布了燃煤发电在线电价市场化改革文件，提出形成放开两端，能跌能涨的市场化电价机制。在新机制下，部分新能源参与电力市场的收入也会受到影响。

如文件一所述，燃煤发电市场交易价格的浮动范围将从当前浮动不超过10%，原则上不超过15%，原则上不超过20%，高能耗企业市场交易价格不受20%的限制，这一变化将影响新能源参与市场的一部分。如果采取中长期交易市场价格，新能源电价的浮动范围将会扩大。

文件二指出，要有序推动所有工商用户进入电力市场，按市场价格购电，取消工商目录销售电价。这意味着分布式新能源发电自用部分收入将发生变化。

除电价机制外，影响2022年新能源电价的因素还包括项目发电输出、限电、储能成本、辅助服务费和绿卡收入。

绿色电力（以下简称绿色电力）交易有望在2022年呈现数量级增长。2021年，大量风景平价项目并网，尤其是第四季度。随着国内对绿色电力需求的大幅增加，企业利用这些平价项目参与绿色电力交易市场交易市场。近日，广东和江苏省公布了2022年中长期电力交易价格。与当地燃煤基准价格相比，绿色电力分别高出6.089分/千瓦时和7.188分/千瓦时，但与同期中长期市场价格相差不大。广东绿色电力交易价格高于1.685分/千瓦时，江苏低于0.381分/千瓦时。考虑到新能源和火电输出特性的差异，这种绿色电力交易水平仍然反映了风景作为绿色电力和绿色证书的溢价。

简而言之，2022年新能源参与电力市场的比例和规模将增加。从电力和电价的角度来看，收入机会和风险也在增加。新能源发电项目的开发和运行需要更详细的设计和方案，应根据发电项目本身、储能峰值匹配、相应的负荷等因素进行优化。