观点：建议加快制定贵州省可再生能源消纳及责任权重实施策略
随着我国双碳战略的提出，新能源的发展进入快车道，而新能源的消纳问题持续对我国电力市场的优化提出了新的要求。贵州省作为我国的重要能源基地和国家生态文明试验区，按照国家“碳达峰、碳中和”发展要求，在“十四五”及未来中长期将加快调整优化产业结构、能源结构，大力发展新能源和可再生能源，积极贯彻绿色低碳发展新理念，推动贵州省能源产业实现高质量发展。
分析贵州省可再生能源消纳及责任权重现状
根据国家发改委官网颁布数据显示，2022年，贵州省可再生能源电力消纳责任权重完成情况如下：在总量消纳责任权重方面，2022年最低值为36.00%，激励值为39.30%，实际值为36.1%。从数据上看，2022年贵州省总量消纳责任权重的实际值略高于最低值，但仍然低于激励值。这表明，在消纳可再生能源电力方面，贵州省还有较大的提升空间；在非水消纳责任权重方面，2022年最低值为9.75%，激励值为10.8%。与总量消纳责任权重相比，贵州省在非水消纳责任权重方面表现更好，2023年贵州省总量消纳责任权重为36.8%，非水消纳责任权重为11%，由此可见，对比2022年消纳责任权重有所上升。
根据中国生态环境部数据显示，从能源消费结构来看，我国以化石能源消费为主，占比高达85%左右，而电力行业碳排放又能占到能源行业碳排放的42%左右。根据《贵州省新能源和可再生能源发展“十四五”规划》，“十四五”期间，贵州新能源将持续快速发展，至2025年新能源总装机可达到6546万千瓦，在贵州省电源总装机的占比将从17%升至21.6%。到十四五末期，全省调峰缺口预计约900万千瓦。根据贵州省能源局颁布数据显示，截至2023年5月底，全省累计建成新能源装机达到2125万千瓦，其中风电597万千瓦，光伏发电1465万千瓦，生物质能发电63万千瓦，新能源发电装机占比26.08%。全年新能源弃电量预计达到31.5亿千瓦，弃电率可达7%。并且贵州省2022年1-10月的煤电发电量为1087.1亿千瓦时，占比为60.5%，说明煤电仍然是贵州电力供应的中坚力量，亟需对煤电进行灵活性改造来缓解调峰及弃电问题。并且随着新能源的大规模并网，新能源消纳问题逐步显现，系统调峰、顶峰存在困难，煤电灵活性改造可以有效助力新能源消纳，解决调峰、顶峰问题。
目前，贵州省可再生能源消纳权重考核主体主要为贵州电网公司和兴义电网（地方电网），而其他市场主体并未承担考核责任，与可再生能源消纳政策目的存在偏差，因此，需要研究贵州可再生能源消纳保障机制和可再生能源参与市场化交易机制，确保可再生能源消纳责任分解落实到电力市场主体，推动源网荷共担消纳责任，构建由电网保障消纳、市场化自主消纳等组成的多元并网消纳机制。
直面贵州省可再生能源消纳挑战
目前，在政府和相应企业的共同努力下，贵州省已经开始推动可再生能源消纳的责任权重相关工作，但是执行过程中仍存在以下几个问题：
一是可再生能源发电企业电量只由电网收购，市场力降低。可再生能源配额将随着电网收购电量，自动转入电网，考核主体之间转让可再生能源消纳电量价格由双方自主确定；可再生能源电量基本上都掌握在电网企业手中，将造成可再生能源交易可操作性低，市场力降低。
二是局部地区新能源发电送出消纳受限。首先，风电和光伏发电是贵州省新能源发展的主要组成部分，而从资源分布来看，贵州省西部地区风能和太阳能资源相对丰富，新能源建成规模较大，贵州省现有“两横一中心”网架结构的中西部地区已无富余送出通道，而西部地区并非贵州省负荷中心，新增新能源电力难以就地消纳，电网规划建设短期内难以适应贵州省新能源大规模发展需求。其次，贵州省太阳能、风能等可再生能源的开发力度逐年增大，风能、太阳能发电装机容量占比逐年稳步上升。然而现阶段大规模、高比例的可再生能源发电并网尚存在一定的技术瓶颈，影响其消纳比例。最后，由于易受自然条件的影响，可再生能源出力一般具有随机性和波动性，这会影响到电网中电力平衡的维持。同时，可再生能源电力市场交易机制不成熟等问题也随之产生。
三是绿证仍将替代补贴，且市场萎缩。绿证一旦完成交易，其对应的可再生能源电量将不再享受国家补贴，同时只有没有完成配额指标的市场主体才有购买绿证的意愿，绿证自愿市场也主要依赖市场主体的社会责任感，因此整个绿证市场非常小、绿证存量将非常大。
设计贵州省可再生能源消纳保障机制
可再生能源作为一种可以不断再生、永续利用的能源，对优化能源结构、推动能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要意义。近年来，随着贵州省水、风、光等资源开发力度持续加大，电力装机规模不断增加，电力消纳问题逐步显现，需要建立与可再生能源电力相适应的消纳保障机制，为了保障贵州省可再生能源的消纳能力，可以设计以下机制：
一是建立绿证交易市场。为了解决绿证替代补贴导致市场萎缩的问题，可以建立绿证交易市场。绿证是可再生能源发电单位所获得的可再生能源发电量认证，可以在市场上进行交易。通过建立绿证交易市场，可以为可再生能源发电提供另一种经济激励机制，鼓励发电企业增加可再生能源发电量，解决绿证替代补贴，导致市场萎缩的问题。
二是网络规划和升级。进行电力网络规划和升级，以适应可再生能源消纳的需求。贵州省可以优化电网布局，建设跨区域、跨省的电力输电通道，方便可再生能源的输送和消纳，提升贵州省可再生能源消纳能力，从而解决局部区域可再生能源送出消纳受限问题。
三是加强能源规划和管理。制定详细的可再生能源规划，包括风电、光伏、水电等各类可再生能源的消纳目标和发展路径。同时，加强能源管理和监测，及时掌握可再生能源消纳情况，对系统中的问题进行及时分析和解决。
四是制定长期稳定的补贴政策。为了促进可再生能源市场的发展，制定长期稳定的补贴政策，提供经济激励和支持。这样可以吸引更多的投资者和发电企业参与到贵州的可再生能源市场中，增加市场的活力和竞争力。
四点建议推动贵州省可再生能源消纳保障机制建设
贵州省政府在推广可再生能源消纳及责任权重方面取得了不错的成果，通过借鉴上述可再生能源消纳保障机制现状及挑战，对于未来贵州省可再生能源消纳有以下建议：
第一，完善优先发电与收购制度。按可再生能源年度发电计划上浮10%预留优先发电空间，确保可再生能源按基荷满发和安全运行。将纳入规划的风能、太阳能、生物质能等非水可再生能源列为一类优先保障性收购范围，将纳入规划的水电列为二类优先保障性收购范围，确保风电、光伏、生物质发电、水电等可再生能源发电全额收购。
第二，建立“源-网-荷-储”协调发展机制。统筹可再生能源开发规划与能源发展总体规划、电网建设规划及其他电源点建设规划相衔接，推动可再生能源电力项目与电网配套项目同步规划、同步建设、同步投运。加快推进毕节、黔西南、安顺、六盘水等国家竞价光伏项目送出工程建设，推动电网间可再生能源消纳互补工程建设，尽快完善送出通道。加快建立电力需求侧管理平台，优化用电需求曲线，引导电力用户错峰生产，增加可再生能源出力时段用电负荷。支持开展可再生能源电力就近消纳省级试点，具备条件时申报国家级试点。开展综合性储能技术应用示范，推进储能设施建设，促进“源-网-荷-储”协调发展。
第三，建立完善市场化消纳机制。进一步完善省内水电火电发电权交易机制，适时启动汛期停机存煤补偿交易。加快建设电力辅助服务市场，探索建立煤电机组深度调峰、旋转备用等市场化补偿机制，推动开展煤电机组调峰补偿交易。探索开展风光水能互补可再生能源消纳试点。探索建立黔电送粤曲线外市场化交易，提升汛期夜间可再生能源消纳能力。研究建立可再生能源参与电力直接交易机制。
第四，逐步建立消纳量核算补充机制。各承担消纳责任的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量，鼓励消纳责任主体之间通过电力交易机构开展年度内超额消纳量转让交易，转让交易价格由双方自主协商确定。鼓励市场主体自愿认购可再生能源绿色电力证书，对应可再生能源电量替代消纳量。（张裕、陈巨龙、杨婕睿，供职于贵州电网有限责任公司电网规划研究中心；王永利、郭文慧供职于华北电力大学）