2019年5月10日，國家能源局正式發布《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》。經過十余年醞釀、博弈、征求意見之后，“配額制”以“可再生能源電力消納責任權重”的形式終得落地。在經過2019年模擬運行后，自2020年1月1日起全面進行監測評價和正式考核。

“配額制”艱難出爐，為可再生能源消納兜底

可再生能源配額制是一個舶來品，國內的研究論證至少十年時間。配額制的出臺、制定涉及地方政府、電網企業、發用電主體、配售電公司、自備電廠等多個主體，利益博弈復雜。正因此，配額制也被稱為是最為難產的政策。政策出臺的難度越大，正說明政策的含金量之高。

從2017年開始，在國家層面對新能源并網消納提到戰略高度，電網企業、供用電市場等各方采取諸多非常規措施，新能源并網消納得到明顯改善。

2018年3月、2018年9月、2018年11月，國家能源局發函三次就《可再生能源電力配額及考核辦法》征求意見，試圖建立“強制約束+綠證交易”的機制推動新能源并網消納。這是繼《可再生能源法》之后，可再生能源發展歷程中最重要的政策支持之一。

與“配額制”這一具有計劃和行政強制屬性的機制不同，本次國家能源局以“可再生能源消納責任權重”為約束，確定各個省份2018-2020年消納責任權重。消納責任權重的測算確定，綜合考慮各區域可再生能源資源、全社會用電量、國家能源規劃及實施情況、全國重大可再生能源基地建設情況和跨省跨區輸電通道資源配置能力等因素。

具體而言，消納責任權重包括總量消納責任權重和非水電消納責任權重。其中，滿足總量消納責任權重的可再生能源電力包括全部可再生能源發電種類；滿足非水電消納責任權重的可再生能源電力包括除水電以外的其他可再生能源發電種類。對以上兩類權重，分別按年度設定最低消納責任權重和激勵性消納責任權重。

其中，區域最低非水電消納責任權重=（預計本區域生產且消納年非水電可再生能源電量+預計年凈輸入非水電可再生能源電量）÷預計本區域年全社會用電量；區域最低總量消納責任權重=（預計本區域生產且消納年可再生能源電量+預計年凈輸入可再生能源電量）÷預計本區域年全社會用電量。

激勵性非水電消納責任權重按照最低非水電消納責任權重上浮10%計算；激勵性總量消納責任權重為激勵性非水電消納責任權重與水電按照當地平水年份的年利用小時數發電量對應消納責任權重之和。

根據《可再生能源電力消納責任權重確定和消納量核算方法（試行）》，原則上各區域均應逐年提升最低消納責任權重或至少不降低；根據各區域可再生能源重大項目和跨省跨區輸電通道建設進展，按年度動態調整各省級行政區域消納責任權重。

國家能源管理部門收權，自上而下推動消納權重測算、考核

根據可再生能源電力消納保障機制通知，按省級行政區域確定消納責任權重。“國務院能源主管部門組織有關機構，按年度對各省級行政區域可再生能源電力消納責任權重進行統一測算，向各省級能源主管部門征求意見。”

相比之下，2018年11月第三輪征求意見稿提出：

各省級能源主管部門會同電力運行管理部門在國家電網公司、南方電網公司所屬省級電力公司和省屬地方電網企業技術支持下，測算并提出本省級行政區域當年可再生能源電力配額指標建議，于每年1月底前報送國務院能源主管部門。

對比之下，正式文件更強調消納責任自上而下推動的屬性，以國家能源管理部門主導，地方據此反饋意見；而非先由地方提出方案，國家部門再評估確定消納指標。從新能源規模管理的維度看，國家能源管理部門收緊管理權限，尤其強調管控需要補貼的裝機規劃，規范行業發展。

同時，由各省級能源主管部門牽頭承擔消納責任權重落實責任（第三輪征求意見將省級人民政府作為責任落實主體），并突出能源監管機構的工作職能。

售電企業（電網+售電主體）、電力用戶是消納責任承擔主體

按照可再生能源消納保障機制文件，承擔消納責任的第一類市場主體為各類直接向電力用戶供/售電的電網企業、獨立售電公司、擁有配電網運營權的售電公司（簡稱“配售電公司”，包括增量配電項目公司）；第二類市場主體為通過電力批發市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業。

第一類市場主體承擔與其年售電量相對應的消納量，第二類市場主體承擔與其年用電量相對應的消納量。各承擔消納責任的市場主體的售電量和用電量中，農業用電和專用計量的供暖電量免于消納責任權重考核。

售電企業涵蓋了國家電網、南方電網、地方電網、獨立售電公司（無配網運營權）、配售電公司（有配網運營權）等，并特別強調增量配售電項目承擔新能源消納責任。

自2016年11月以來，發改委、國家能源局分三批在全國范圍內批復了320個增量配電業務改革試點，基本實現地級以上城市全覆蓋。2018年12月，發改委、能源局啟動第四批增量配網試點申報工作，增量配售電主體已是電力市場不可或缺的一部分。

在電力市場交易的機制下，通過市場交易獲得電量的用戶是另一責任承擔主體。但政策并未明確不參與市場交易的用戶是否承擔相關責任。

根據中電聯統計，2018年全國電力市場交易電量（含發電權交易電量，不含抽水蓄能低谷抽水交易電量等特殊交易電量）合計為20654億千瓦時，同比增長26.5%，市場交易電量占全社會用電量比重為30.2%，較2018年提高4.3%，市場交易電量占電網企業銷售電量比重為37.1%。

也即，不參與市場交易的電量在70%左右，對應用戶是否承擔消納義務文件并未明確。

此外，電網公司承擔經營區消納責任權重實施的組織責任，而非實施責任。第三輪征求意見稿提出，“電網企業承擔經營區配額實施責任”，并且“電網企業及電力交易機構優先為電網企業之外市場主體完成其配額提供便利”。這些表述均在正式文件中修正，強調電網企業與其他主體承擔對等責任。

從監測、考核方式看：省級能源主管部門負責對承擔消納責任的市場主體進行考核，國家按省級區域監測評價；各電力交易機構負責承擔消納責任的市場主體的消納量賬戶設立、消納量核算及轉讓（或交易）、消納量監測統計工作。

市場交易與強制約束結合，可再生能源電力消納交易優先

在強制約束各地最低消納責任同時，國家能源管理部門試圖引進市場交易的機制。在考核主體實際消納可再生能源電量的同時，可以通過兩種方式完成消納量：

（1）向超額完成年度消納量的市場主體購買其超額完成的可再生能源電力消納量（簡稱“超額消納量”），雙方自主確定轉讓（或交易）價格；

（2）自愿認購可再生能源綠色電力證書（簡稱“綠證”），綠證對應的可再生能源電量等量記為消納量。

其中，各省級行政區域內的消納量轉讓（或交易）原則上由省（自治區、直轄市）電力交易中心組織，跨省級行政區域的消納量轉讓（或交易）在北京電力交易中心和廣州電力交易中心組織下進行。

超額消納量、綠證兩類衍生品市場交易是一種創新機制。一則鼓勵存量可再生能源加大市場消納，二則補充可再生能源企業現金流，在獲取電費收入的同時，增加企業營業收入水平。當然，兩類交易模式的規則與約束條件也需要新的文件予以明確。

在可再生能源電力市場交易中，文件明確提出“做好消納責任權重實施與電力交易銜接”，各電力交易機構優先完成與可再生能源電力消納相應的電力交易。

“ 配額制” 量化分析： 2019-2020可再生能源消費預增1200億千瓦時

跟2018年11月的第三次征求意見稿相比，消納目標整體變化不大，有以下幾點細節差異：（1）增加了2019年各省的消納責任權重；（2）山東、甘肅、新疆下調了消納責任權重。

與2018年11月第三次的征求意見稿相比，各省新能源消納目標總體變化不大，正式文件：

（1）明確2019 年各省最低消納權重、激勵性消納權重；

（2）下調新疆、甘肅、山東三地非水可再生能源消納權重；

（3）提高2018年吉林省非水可再生能源激勵性消納責任權重，由16.0%增加到16.5%。

從2017年各省非水可再生能源指標完成情況來看，與2018年國家能源局設定的最低消納權重相比，內蒙古、吉林、黑龍江、上海、福建、重慶、江西、云南、海南、新疆、寧夏等地已完成2018年目標，這些地區多是風電、光伏等新能源基地，具備可再生能源消納權重轉讓、交易的條件。

根據可再生能源消納目標以及2018年風光發電情況，我們測算2019-2020年新增風光裝機需求。

根據國家能源局數據，2018年國內風電發電量3660億千瓦時、太陽能發電量1775億千瓦時，再考慮900億千瓦時生物質能等其他非水可再生能源發電量，2018年非水電可再生能源電力消納量為6335億千瓦時（假設不考慮損耗及自用電量）。

假設2019-2020年各省全社會用電量增速為5%，初步測算2020年國內非水可再生能源消費電量為7500億千瓦時，2 019、2020年累計新增非水可再生能源電量消費1200億千瓦時左右。

按照光伏發電利用小時數1300小時測算，如果全部由光伏裝機補充新增可再生能源供應，最近兩年新增光伏并網裝機92.3GW；按照風電利用小時數2200小時測算，如果全部由風電裝機補充新增可再生能源供應，2019-2020年新增風電并網裝機規模為54.5GW。