世界紀錄是用來連續打破的，在清潔能源消納領域，中國試驗探索行穩致遠。

6月20日零時至28日24時，青海將連續9天216小時全部使用清潔能源供電，所有用電均來自水、太陽能以及風力發電產生的清潔能源，此舉將繼去年的“綠電7日”之后再創世界紀錄。

2017年6月17日零時至24日零時，青海省實現連續7天168小時全部使用清潔能源供電，打破葡萄牙電網在2016年創下的107小時全清潔能源供電紀錄。與去年相比，今年電網規模進一步擴大，全省電源裝機達到2640萬千瓦、負荷達到850萬千瓦、日均電量1.89億千瓦時，分別增長13%、17%和8%。其中新能源裝機達1070萬千瓦，增長42%，占比達到40.6%。預計新能源日均發電量5300萬千瓦時，同時優化火電開機方式，進一步減少對火電依賴，僅保留確保北部電網電壓支撐的火電最小出力，較“綠電7日”降低61%，電量全部通過市場交易方式送往外省。

青海試驗僅僅是中國在清潔能源消納上的一抹剪影。

2018年6月14日，中國電力企業聯合會發布的《中國電力行業年度發展報告2018》(下稱《發展報告》)中提到，新增裝機規模創歷年新高，新增裝機的結構和地區布局進一步優化，新能源發電布局繼續向東中部轉移，棄風、棄光現象明顯改善，四川、云南棄水電量也分別比上年有所減少。

在2017年年底召開的中央經濟工作會議上，習近平總書記明確做出了用發電權交易增加清潔電力供應，加快電力市場建設，大幅度提高電力市場化交易比重等重要指示。李克強總理也在國務院常務會議上明確要求，持續激發市場活力和社會創造力，大力推動降電價。清潔能源消納和降電價成為2018年電力行業的兩大“重頭戲”。

回溯清潔能源的發展進程，在很長一段時間里都持續在供給側“發力”，運用財政補貼等激勵工具促進開發，在擁有富裕新能源的西北地區形成了規模化裝機。但近年來需求側問題凸顯，電源棄置嚴重，政策重點也隨之轉為提出更加明確的要求，賦予需求側更加明晰的責任，通過市場化手段刺激需求。

供給增加，補貼承壓

根據《發展報告》，全國非化石能源發電裝機容量68865萬千瓦，占全國總裝機容量的38.8%，分別比上年和2010年提高2.2個和11.7個百分點，全國新能源裝機占比16.5%，較上年提高3個百分點。其中，光伏扶貧、光伏領跑者、光伏發電上網電價調整等政策促進太陽能發電裝機容量新增5341萬千瓦，比上年多投產2170萬千瓦。雖然才剛到十三五中期，風電、太陽能發電裝機規模就已經超過國家十三五規劃目標。

裝機規模的大發展在很大程度上得益于曾經持續的“補貼”模式，但隨著行業的不斷發展，補貼“退潮”的跡象日益明顯。

2018年5月31日，國家發改委、財政部、國家能源局發布《關于2018年光伏發電有關事項的通知》(下稱《通知》)，進一步降低了納入新建設規模范圍的光伏發電項目標桿電價和補貼標準，普通光伏電站標準，“自發自用、余量上網”模式的分布式光伏發電補貼標準也降低5分，具體為每千瓦時0.32元，符合國家政策的村級光伏扶貧電站標桿電價保持不變。《通知》還明確，發揮市場配置資源的決定性作用，加快推進光伏發電平價上網，所有普通光伏電站均須通過競爭性招標方式確定上網電價，國家制定的普通電價只是作為招標的上限價格。

《通知》引發光伏業界“地震”，甚至諸多新興產業，如新能源汽車等也開始思考補貼政策的走向，并對本行業何時達到產業發展的不同階段進行預估和測算。

國家可再生能源中心王仲穎、任東明、高虎2012年合著的《可再生能源規模化發展戰略與支持政策研究》一書中預測，風電和太陽能發電會在未來數年內快速增加，導致可再生能源發電的費用分攤資金需求急劇增加。而中國公共財政資源仍然相對緊張，可再生能源的穩定財政收入支持機制并不清晰，可再生能源電力附加額度上升空間有限，可再生能源產業資金需求與有限的公共財政資源矛盾會日益突出。

據相關媒體報道，在2018年6月11日下午國家發改委、國家能源局召開的新聞發布會上，發改委價格司副司長張滿英指出，降低電價的其中一大考慮就是補貼缺口增長過快。截至目前，可再生能源補貼資金缺口累計約1200億元，并且還在逐年擴大。去年以來，分布式光伏發電呈現高速發展態勢，今年1月-4月新增裝機近900萬千瓦，同比增長約1.8倍。按照分布式光伏新增1000萬千瓦測算，每年需要增加補貼約40億元，補貼20年，總計需要補貼800億元。分布式光伏發展過快，也存在不少風險，需要通過價格杠桿發揮適當的調控作用。所以，這次分布式光伏發電補貼標準也相應下調5分。

2017年10月底，國家發改委、國家能源局聯合下發的《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源【2017】1901號)分布式市場化交易試點文件，很大程度上其原因也是為了減輕補貼壓力，讓分布式電源和用戶之間能夠擁有更多選擇，為就近消納創造更大需求。

鼓勵清潔能源供給側“大干快上”的政策環境正在逐步改變，推進需求側消納成為新的重點。

借力市場化，漸成“類電力庫”

雖然激活需求并非易事，但也已經取得了看得見的成效：據國家能源局數據，2017年，全國棄風電量419億千瓦時、同比減少78億千瓦時，棄風率12%、同比下降5.2個百分點，是三年來首次棄風電量和棄風率“雙降”;棄光電量73億千瓦時，棄光率6%、同比下降4.3個百分點。四川、云南棄水電量也分別比上年有所減少。

許多業內人士總結，全社會用電量較快增長、輸電通道的進一步建設以及風電光伏裝機逐漸從西部、東北地區向東、中部地區轉移是“三棄”現象改善的主要原因。除此之外，電力市場化改革被普遍認為是讓清潔能源供給與需求產生有效互動的良方。

在市場化改革開始一年不到時，北京電力交易中心曾發布2016年度銀東直流跨區電力用戶直接交易試點公告，購電方為山東省政府確認的電力用戶;售電方為西北部省區的3個配套電源企業。此次交易是新一輪電力體制改革以來首個實現“點對點”跨省區交易的試點。到了2017年，錫盟線也開展了點對點直接交易。

2018年，《國家電網報》報道，北京電力交易中心會同有關省電力交易中心積極采用市場化交易機制，實施10個促進清潔能源消納的相關市場化交易品種。其中，7個交易品種已經做到常態開展，包括清潔能源外送交易、清潔能源與火電打捆外送交易、清潔能源省間電力直接交易、新能源與電采暖/電能替代用戶直接交易、清潔能源替代常規火電的發電權交易、清潔能源替代省內燃煤自備電廠的交易、清潔能源置換交易等。

除了常態開展的交易品種外，北京電力交易中心會同國家電力調度控制中心還探索試點開展其他3個市場化交易品種，包括抽蓄電站抽水電量與低谷新能源的交易、清潔能源應急消納交易和跨區域可再生能源現貨交易。

廣州電力交易中心官方微信號消息，2018年6月11日，《2018年南方區域跨區跨省市場化交易工作方案》印發。根據方案，2018年在足額落實西電東送協議計劃基礎上，將利用西電東送通道富余能力組織云南、廣東進行年度發電合同轉讓交易;積極推進廣西市場主體進入跨省區市場，靈活開展廣西送廣東電力交易，推進云電送桂市場化交易;積極推進云貴水火置換交易，完善云貴水火置換交易機制，汛期組織開展水火置換交易。

然而，仔細觀察就不難發現，讓售電省區電廠與購電省區用戶“直接接頭”的跨區跨省交易落地并不多，由各地電網公司“搭橋”，促成電源之間的“替代”交易才是重頭戲。

和上一輪改革區域市場發展受阻的原因類似，在“省為實體”的制度環境下，如果形成跨省競爭性市場，購電省區的發電企業將因為外來電增加而份額減少，收入隨之受到影響，而電力輸出省份的用戶也會因為潛在的電價抬升而利益受損。

《發展報告》指出，電力改革與市場化建設已進入深水區。其中跨省區交易存在壁壘障礙。市場交易體系不健全、品種不完善、信息不對稱，制約清潔能源跨區交易與消納規模，難以體現市場對資源配置的優勢。

在部分市場主體看來，市場化程度遠遠不夠，但不得不說，電源間的發電權置換交易是目前促進清潔能源消納實施難度最小、見效最快的手段。

2018年4月27日，國家能源局發布《關于進一步促進發電權交易有關工作的通知》，鼓勵通過進一步促進跨省跨區發電權交易等方式，加大清潔能源消納力度。

同時指出，任何部門(機構)不得隨意干預發電權交易，原則上由大容量、高參數、環保機組替代低效、高污染火電機組及關停發電機組發電，由水電、風電、光伏發電、核電等清潔能源發電機組替代低效、高污染火電機組發電，不應逆向替代。

2018年5月9日，江蘇能監辦發布消息，江蘇與甘肅、新疆等西部省份開展的可再生能源發電權替代交易開始執行。根據協議，2018年5至10月間，江蘇將通過減少省內燃煤機組發電的方式消納西部省份可再生能源，全年交易規模預計4.6億千瓦時(甘肅3.4億、新疆1.2億)。經安全校核，5月成交電量1.74億千瓦時(甘肅1.29億、新疆0.45億)，這是江蘇在全國范圍內首例成交的跨省跨區可再生能源發電權替代交易。

有業內人士對這種市場化手段透出失望，電網依然在買賣電力，只是買入了更多清潔電，促進跨省區消納，思路與英國電力市場初期采用的“電力庫”模式似曾相識，但這和發電與用戶雙方直接交易的模式相比，是一種倒退。同時，這種方式又和以往計劃模式下力求“保量又保價”的思路不同，重點在于保障電量消納，并不能完全保證清潔能源穩穩收獲上網電價。在降低電價的總體要求下，“替代”交易的邊界在哪里更是值得思考。

也有諸多支持者認為，電力市場并非是為了建設而建設，當務之急是讓電力用戶用上清潔、低廉的電，沒有說哪種市場模式更優秀，先把清潔能源給用起來，總不能朝著一條抵抗力最大的路徑走入死胡同。

需求回升，醞釀配額制

縱使在各個環節尋求各式各樣的方法，清潔能源的消納最終仍然有賴于電力消費需求的增長。

《發展報告》稱，受宏觀經濟持續穩中向好、新業態和新興產業蓬勃發展以及夏季高溫天氣等因素影響，全國全社會用電量63625億千瓦時，同比增長6.6%，增速連續兩年回升。其中，第二產業用電量44922億千瓦時，比上年增長5.5%，增速比上年提高2.7個百分點，拉動全社會用電量增長3.9個百分點，是全社會用電量增速提高的最主要動力。

2017年，全國電力供需延續總體寬松態勢，但區域間供需形勢差異較大。分區域看，華北區域主要是迎峰度夏期間偏緊，7月中旬受持續高溫天氣影響，區域內絕大部分省級電網用電負荷均創歷史新高，河北、山東、天津等地執行有序用電;華中區域電力供需基本平衡;華東和南方區域電力供需平衡有余;東北和西北區域電力供應能力富余較多。

負荷集中地區的需求增加對清潔能源來說無疑是個好消息，只是未必利好正在進行的電力市場化交易。

2018年5月9日，廣州電力交易中心組織開展了2018年云南送廣東年度發電合同轉讓交易，截止5月31日16:00(申報截止時間)，由于沒有電廠申報交易意向申報單，交易結果為0。

相關業內人士評價，在云南、廣東兩省區需求雙雙回升的時候，組織有價格競爭力的送受電交易難度很大。

2018年5月29日，山東省經信委發布文件指出，由于受到區域電網輸電價格政策調整和送受電計劃變化影響，錫盟特高壓的直接交易被迫中止，但是為了確保交易計劃的落實，今年跨省交易的方式調整為掛牌方式進行。

那么，在目前推進市場化交易的基礎上，如何利用需求上升的潛力，進一步促進清潔能源的消納?

2018年3月國家能源局發布的《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》被認為是利好清潔能源消納的。

據媒體報道，2011年國家能源局曾有過一個討論稿，提出可再生能源配額制的責任主體是裝機容量超過500萬千瓦的發電企業，隨后也明確電力企業要承擔15%的非水可再生能源發電量指標。但如果將配額制的責任側重到發電企業身上，“重建輕用”并不利于解決消納問題。和以往的設計相比，此次最大的變化就是將配額制的義務主體由發電側轉向包括電網、各省區、售電公司、用戶等在內的需求側。

在配額制正式出臺之前，電網公司消納清潔能源的主體責任已經越發明晰。

《南方電網報》此前報道，2018年3月，南方電網公司制定了2018年全力促進清潔能源消納24項重點措施和清潔能源調度工作方案。5月28日，公司正式發布《南方電網公司2018年清潔能源調度工作方案》及《南方電網清潔能源調度操作規則(試行)》(以下分別簡稱為《方案》《規則》)，從調度操作層面制定了41條消納清潔能源的具體措施，全面落實國家及公司關于清潔能源消納的要求，推動能源生產和消費革命。這是南方電網首次把清潔能源調度工作制度化、規范化。

《規則》明確，要發揮南方電網資源平臺作用，以清潔能源最大化消納為目標，調整發受電計劃。在通道已用滿、火電已按保安全、保供熱的最小方式運行情況下，各類清潔能源發電計劃安排應以社會福利總體最大化原則進行安排。

汛前騰庫等系列舉措作為南方電網最大力度消納汛期水電的有效手段，此次也被修編成制度加以固化。《規則》明確，水電富余省份主力水庫汛前需消落到死水位附近，汛期按照棄水總量最小化原則統籌安排。這樣一來，在每年入汛前，電網能夠按最大能力騰空庫容，為汛期水電大發奠定基礎。

南方電網公司還從并網管理、檢修安排、調峰備用、安全保障等方面細化措施，進一步深挖清潔能源消納空間。

除了需求側的強制消納責任，《可再生能源規模化發展戰略與支持政策研究》一書指出，更完善的市場化機制有助于推動和保障大規模可再生能源的發展。例如，采用“優質優價，劣質劣價”的思路，上網預測誤差更小的電源項目獲得更高價格等手段，促進清潔能源的可持續、高質量供給發展;新增輸電網絡建設和輔助服務成本也應當有更加合理、明確的分攤機制等等。

eo記者曾報道過，配額制是設定一個強制性的目標，在這個目標之下，一切交給市場，哪種手段有效就用哪種。

任東明曾撰文指出，配額制之所以在我國討論了十多年都沒有實施，是因為它不是單一的政策，而是涉及整個體系的設計，包括下一步綠色電力交易如何開展等，都需要仔細考量。更重要的是，引入配額制需要政府下決心。