以湖南省为例，2020年非水电可再生能源电力消纳最低消纳责任权重和激励性消纳责任权重分别为13．0％和14．3％。最低指标达到非水可再生能源电力消费量在2017年的基础上将提升127亿千瓦时，增幅112％；而当进一步达到激励性指标时，相应的电量提升则为151亿千瓦时，增幅达到133％。
事实上，国家能源局将确定消纳责任权重相关技术支撑和研究工作委托给了电力规划设计总院（下简称“电规院”），电规院规划研究部副主任韩小琪介绍，电规院（全国新能源消纳监测预警中心）参与了《可再生能源电力消纳责任权重确定和消纳量核算方法（试行）》的编写，开展了2018～2020年各省（区、市）的可再生能源电力消纳责任权重指标的测算及论证，以及政策整体实施的影响评估工作。
“其中，各省（区、市）的权重指标是依据国家相关规划，结合当地可再生能源资源条件、用电需求增长、本地消纳能力、跨省跨区送受电等实际情况统筹研究制定的。”韩小琪说。
除了本省可再生能源电力的就地消纳利用，跨省跨区的电力消纳是主政者不得不面对的另一个现实问题，于此对应的，是输电通道，尤其是特高压在其中充当的角色，根据2020年的指标测算，酒泉－湖南、扎鲁特－山东、宁夏－山东、上海庙－山东、宁东－浙江等特高压输电通道中可再生能源电量比例均不低于30％。
但由于以水电、风电和光伏为主力的可再生能源受自然条件影响大，且各区域分省的分布差异也较大，地方政府发展可再生能源的积极性也不尽相同。对于四川、云南、新疆、甘肃等水电和风光大省，发展可再生能源的积极性毋庸置疑，但对于中东部化石能源大省而言，“807号文”能否调动其积极性似乎充满了现实考量之下的变数。
各省消纳责任权重的现实疑虑，中国能源研究会、可再生能源专业委员会主任委员李俊峰直指文件的内在矛盾。
“‘807号文’有一个比较大的缺陷，按照规划，非化石能源的比例要求在2020年和2030年分别达到15％和20％。如果东部沿海的江苏、浙江等发达省份能够达到内蒙古、宁夏、甘肃的水平，我们的非化石能源占比可能已经超过30％。越发达的地区越责任却越少，我认为这是新文件最大的一个弊端。发达的有能力消纳清洁能源的地区要求不高，比较落后的地区，消纳原本就存在困难，现在还要鞭打快牛。”李俊峰说。
但时璟丽表达了不同看法。
“‘807’号文中要求的各省份最低消纳责任权重是各省踮一踮脚就能达到水平，但是如果地方政府想不计入双控考核，那么就要完成1．1倍的目标任务，这时候想要完成就要做比较大的努力，实际上对于地方政府的激励作用是足够的。”时璟丽说。
打破交易壁垒
在明确了考核主体以及各省的消纳责任权重之后，“807号文”同样确定了消纳量的核算方式。
文件中指出，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，并通过两种补充（替代）方式完成消纳量，一种是向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量（以下简称“超额消纳量”），双方自主确定转让（或交易）价格；第二种是自愿认购可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”），绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。
与文件对应的另一个现实是，我国电力长期以来按省域平衡，若无特殊政策规定，发电量也以本省消纳为主。特别是在当前经济增速放缓、产能过剩的情况下，出于对本省发电企业利益保护的需要，各省消纳包括新能源在内的外省电力意愿普遍不强，省间壁垒日益凸显，个别省甚至提出了限价限量要求。
对于文件与现状的组合矛盾，陶冶表示：“可再生能源电力消纳责任权重还有最为重要的一点，就是考虑电力市场建设及顺应电力体制改革方向。目前参与电力市场主体的主要目的是为了购买廉价电力，降低用电成本。消纳责任权重的实施能够对参与电力市场交易的主体形成购买绿色电力的约束性要求，并加快打通市场主体与绿色电力开发企业间的直接交易通道。”
以北京为例，如果只购买北京的风电，由于风电有限，显然无法履约，履约压力下，购买蒙西、张家口或山西等其他地区的风电也无疑将成为北京的不二之选。
除了省间壁垒有望打破之外，另一个被业内人士寄予厚望的介质则是绿证。
所谓绿证，是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明及消费绿色电力的唯一凭证。
2017年7月，以国家能源局《关于召开绿色电力证书自愿认购启动仪式的通知》为开端，绿证政策实施至今已有近两年的时间，但是自愿认购的情况下，绿证的市场反应和效果却不尽如人意。
绿证认购平台数据显示，截至2018年5月28日，风电核发超过2225万个绿证，光伏核发超过308万个绿证，但是仅有2136名绿证认购者，共认购33106个绿证，认购率仅为0．13％。
事实上，消纳责任权重政策与风电、光伏的发展实际上并没有太多交集，一个从发电侧出发，一个从用电侧出发，但绿证让两者找到了结合协同的可能。
“当前，绿证的价格较高，主要因为必须是进入到可再生能源发展基金补贴目录的才能出售绿证且出售绿证后对应电量不拿国家电价补贴，风电0．2元／千瓦时已经是比较便宜的，光伏价格则要更高。但根据风光平价政策，平价项目可出售绿证，其价格就可能会比较低，就会吸引消纳保障责任市场主体、用电企业和个人来购买”时璟丽说。
陶冶也强调，随着市场环境，以及公民意识的觉醒，会在消费产生主动使用绿色电力的诉求，“比如美国，虽然特朗普宣布脱离巴黎协定，但是美国的可再生能源发展反而愈发繁荣。谷歌、苹果、ibm等知名公司正从消费者的角度引领利用绿色电力的趋势。”
政策悬念
行政手段往往配套着管理机制。
对于未完成考核的主体，“807号文”中要求各省级能源主管部门会同经济运行管理部门负责督促未履行消纳责任的市场主体限期整改，对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处理，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒。
显然，在目前的框架下，对于未完成考核的主体惩戒措施似乎并不强硬。
“配额只是一个开始，后续还要修订绿证制度、制定超额消纳量交易等等工作，电力交易机构正在配合国家发改委建立电力市场信用体系。此外在行政管理方面，还要指导地方政府制定消纳实施方案，并完善相关的政策。”陶冶说。
事实上，在“十三五”期间，“807号文”真正运行的时间只有一年，包括今年试运行的半年，主要目的在于倒逼组织机构将流程捋顺。
“个人认为机制出台以后，相应的配套政策机制全部完善还需要2到3年时间。比如现在的各承担消纳责任的市场主体的售电量和用电量中，只有农业用电和专用计量的供暖电量免于消纳责任权重考核，未来这方面可能还要继续完善。”陶冶说。
作为售电公司，赵晓东认为，相比2018年的第二次和第三次征求意见稿，现在的正式文件只是明确了一个大的框架，还需要进一步细化的配套文件予以落地。比如绿证交易，是否允许转卖交易？进行交易后如何核减相应的消纳电量以避免重复计量？这些都是需要相关政策予以解释的。
韩小琪也表示，目前，政策建立了整体框架体系，按照要求，2019年各地区进行试考核，2020年起将全面进行监测评价和正式考核。
“接下来，主要是要尽快完善各项配套办法与细则，同时在试考核过程中发现和解决可能出现的各类问题。”韩小琪说。
公开资料显示，截至2018年底，全国可再生能源发电总装机容量达到7．29亿千瓦，占全国规模以上电厂总发电装机容量的38．4％。在国内可再生能演的存量规模已然成型的基础上，“807号文”对可再生能源电力最核心的消纳问题似乎给出了终极解决方案。
但对于牵一发而动全身的国内电力版图而言，存量利益与增量市场间的暗流从未停歇。
作者：李帅
