2020年9月，中国承诺力争二氧化碳排放在2030年前达到峰值，2060年实现碳中和。2021年3月，中央财经委员会第九次会议进一步提出要“实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。”在此背景下，如何在坚持市场化发展方向的前提下实现能源转型，如何促进市场融合实现清洁能源在更大范围内的充分消纳，是我们未来需要深入思考的课题。
清洁能源主要包括核能和可再生能源，其中根据《中华人民共和国可再生能源法》的规定，可再生能源包括风能、太阳能、水能、生物质能、地热能和海洋能。《中华人民共和国可再生能源法》要求电网企业全额收购电网覆盖范围内的可再生能源上网电量，上网电价按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定。《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》指出，可再生能源并网发电量分为保障性收购和市场交易部分，保障性收购部分全额按标杆上网电价收购，市场交易部分通过参与市场竞争方式获得发电合同。《全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》提出，在消纳受限地区要加快落实将优先发电分为保量保价和保量竞价两部分，其中保量竞价部分通过市场化方式形成价格。《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》提出对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，省级能源主管部门负责对承担消纳责任的市场主体进行考核。
南方区域清洁能源消纳现状
清洁能源消纳需要结合各地的电源结构、用能情况来考虑。“十三五”期间，南方区域总装机容量由2.75亿千瓦增长至3.5亿千瓦，年均增长6.3%。其中清洁能源装机从1.35亿千瓦增长至1.89亿千瓦，年均增长8.8%，清洁能源装机占比由49%提升至54%。“十三五”初期，南方区域的煤电装机占比为42.6%，燃气发电占比6.1%，至“十三五”末期，煤电装机的年均增长率只有1.4%。水电、核电、风电和光伏装机增速较快，水电装机年均增长3.7%，核电装机年均增长11.1%，风电装机年均增长14.5%，光伏装机年均增长36%，装机结构不断优化。
“十三五”以来，南方区域的清洁能源发电量也在逐年提高，年均增长率达到8.5%，清洁能源发电量从2016年的4426亿千瓦时提升至6140亿千瓦时，发电量占比由50%提升至52%。“十三五”期间，燃煤机组的发电量比重从2016年的43%降低至2020年的39.9%，燃煤机组的发电量年均增长率只有5.7%。水电的发电量比重从2016年的38.5%降低至2020年的34.8%。燃气、核电的发电量增速较快，年均增长率分别为12%、14.9%，新能源发电量增长显著，风电和光伏发电量的年均增长率分别为19.2%、55.1%。
南方五省区的电源结构差异明显。广东火电装机比重为66%，云南清洁能源装机比重超过80%，各省的电源结构不一样，也就意味着各省面临的清洁能源消纳形势也各不相同。现阶段，我国清洁能源消纳机制是计划和市场并行，清洁能源优先省内消纳，然后省间优化调剂。每个省区面临的消纳形势不同，所以消纳方式也存在明显差异。广东省内清洁能源装机比重相对较小，主要以优先发电的方式，以政府核定价格由电网公司对清洁能源进行统购统销。随着广东市场化交易规模扩大，核电的部分电量也开始参与市场，与电力用户直接进行交易。广西的风电、光伏仍然由电网公司统购统销，水电开展发电权交易，核电基本全部参与市场化交易。云南由于清洁能源装机和发电量的比重较高，水电基本全部参与市场化交易，风电和光伏在枯期参与市场化交易，汛期仍由电网统购统销。
南方区域内，风电和光伏基本在各省内进行消纳，对于省间的清洁能源优化配置，主要通过国家西电东送战略来落实，以点对网的方式送至受电省份。此外，各省之间也签署了政府间协议，例如黔电送粤、云电送粤、云电送贵等，这也是南方区域清洁能源消纳的重要组成部分。南方区域清洁能源装机的特点是风电、光伏装机比重相对较小，水电装机比重相对较大，因此省间清洁能源消纳主要难点是富余水电的消纳。
为了充分消纳富余水电，广州电力交易中心一方面在优先落实政府间框架协议、国家指令性计划的基础上，利用剩余通道组织市场化交易，确保清洁能源最大程度消纳；另一方面，通过建立年度、月度、月内的全时序交易体系，提高交易频次、细化交易曲线，满足复杂供需形势下的清洁能源消纳需求。2020年，广州电力交易中心针对各流域的来水情况及时组织双边协商、增量挂牌等交易共计38次，消纳富余水电275亿千瓦时。
随着全国电力市场建设的推进，广东作为全国首批现货试点省份，在不同的时间和空间中，电力交易价格差异明显，高峰送电和低谷送电对于广东省内机组的调峰压力与经济效益是不同的。所以我们借鉴峰谷电价和“基准价+上下浮动”电价机制，对增量外送电量和保底消纳电量实施与曲线联动的价格浮动机制，进一步挖掘东部省区的清洁能源消纳意愿。下一步，还会进一步研究和完善基准曲线、价格浮动比例的制定，以及与广东现货市场价格衔接等相关问题。
“十三五”期间，西电东送规模持续扩大，利用南方电网区域大平台，通过“协议+市场”机制，2017-2020年连续四年超过2000亿千瓦时，2020年达到2305亿千瓦时，创历史新高，清洁能源占比连续五年超过80%。通过跨省区资源优化配置，南方区域清洁能源利用率不断提高，弃水问题基本得到解决。2020年，全网风电、光伏基本全额消纳，水能利用率达到99.4%。
目前，广州电力交易中心联合南方区域各省电力交易中心推动可再生能源电力消纳量交易工作。南方区域电力交易机构联合印发了《南方区域可再生能源电力消纳量交易规则（试行）》，按照规则，可再生能源消纳量交易市场能够实现平台统一建设、主体统一注册、数据统一核算、凭证统一编码核发，并且做到可再生能源消纳量交易省间和省内市场同期开市、同步交易，即时成交、即时结算。2021年2月5日，交易平台向市场主体开放试运行，在2月底组织开展了2020年度模拟交易。
市场建设面临的困难
根据电力市场化改革要求，下一步要全面放开经营性电力用户发用电计划，发挥市场在资源优化配置中的决定性作用，但“优发优购不一致”产生的市场化发用电量不匹配问题比较突出。
以广东为例，2018年居民、农业、公益性事业、重要机关等优先购电的比重为31%，但是优先发电的比重为49%。如果全面放开经营性电力用户发用电计划，意味着广东省内有接近70%的电量需要通过市场化的方式来解决，明显与市场化发电量不匹配。当前优先发电计划放开应当先确定优购，再匹配优发，其余电量均由市场进行平衡，由市场形成价格，因此优先发电中的部分清洁能源需要通过市场化方式进行消纳。
第二个挑战在于如何确定清洁能源的价格机制。目前大部分清洁能源由电网企业统购统销，执行的是国家定价，随着电力市场的推进，未来如何确定清洁能源的价格形成机制是亟待解决的问题。目前，我国电力交易价格机制大多采用综合价格，发电机组的容量成本、电量成本以及外部性成本均由度电电价回收，因此清洁能源机组边际成本低及绿色属性难以体现，不利于清洁能源通过市场化方式消纳。同时，随着清洁能源特别是可再生能源的快速发展，可再生能源的间歇性、波动性和不确定性带来的系统运行困难等问题也难以通过当前的价格机制予以体现。可再生能源比重提升以后，市场价格机制如何反映电源的灵活性、可调节性价值，是需要各方认真研究的问题。
第三个挑战是电力市场融合仍面临困难。南方五省区的电源结构存在差异，各省清洁能源消纳面临的困难不同。由于各省之间电价、用能结构不同，导致清洁能源的大范围配置受到一定影响。“十三五”期间，电量供需形势总体供大于求，所以主要解决的是如何优化发电侧结构，让清洁能源取得合理的价格来保障其生存和发展。“十四五”期间，电力供应偏紧，如何在更大范围内优化清洁能源配置，并保持市场价格稳定，将是需要各方深入研究的重点。
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