近年来，我国清洁能源消纳取得了一定的成绩。按照国家规划，未来还需要大量开发新能源等非化石能源，并实现高效利用。巩固清洁能源消纳成果后续关键在长效机制的建立。近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发 《清洁能源消纳行动计划(2018~2020年)》（发改能源〔2018〕1575号）。《行动计划》从电源开发布局优化、市场改革调控、宏观政策引导、电网基础设施完善、电力系统调节能力提升、电力消费方式变革、考核与监管7个方面，提出了28项具体措施，目标是2018年清洁能源消纳取得显著成效，2020年清洁能源消纳问题得到基本解决。本文主要从前3个方面分析《行动计划》提出建立清洁能源消纳的长效机制。

　　优化电源布局

　　总量上，根据实际情况和发展需要，科学调整各类电源 “十三五”规划发展目标；空间上，清洁能源开发规模进一步向中东部消纳条件较好地区倾斜，优先鼓励分散式、分布式可再生能源开发；制度上，严格执行风电、光伏发电投资监测预警机制，实施煤电预警机制。这些措施体现了国家能源主管部门对发展清洁能源的方向是坚定的，对落实消纳条件、解决消纳问题的态度是坚决的。

　　加快电力市场化改革

　　相对化石能源，清洁能源有边际成本低、出力波动两个特点。发挥市场在资源优化配置中的决定性作用，有利于促进清洁能源消纳。《行动计划》提出完善电力中长期交易机制、扩大清洁能源跨省区市场交易、统筹推进电力现货市场建设、全面推进辅助服务补偿（市场）机制建设，提出了电力市场化改革路线，为促进清洁能源跨省跨区消纳、参与实时竞价，鼓励其他市场主体主动提供辅助服务创造了有利环境。

　　加强宏观政策引导

　　宏观政策方面，《行动计划》提出了4项重磅措施。

　　一是研究实施可再生能源电力配额制。为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，促进可再生能源开发利用，研究实施可再生能源电力配额制。可再生能源电力配额是按省级行政区域对电力消费规定应达到的最低可再生能源比重指标，包括可再生能源电力总量配额（以下简称“总量配额”）和非水电可再生能源电力配额（以下简称“非水电配额”）。各省级人民政府承担配额落实责任，售电企业和电力用户协同承担配额义务。

　　二是完善非水可再生能源电价政策，加快推进风电、光伏发电平价上网。“十三五”以来，我国新能源规模持续扩大，技术水平不断进步，开发建设成本持续降低。据统计，2017年投产的风电、光伏电站平均建设成本已经分别降至每千瓦7000元和每千瓦6000元。从发展情况看，一些资源条件好、非技术成本低、煤电标杆电价高的地区已经具备了无补贴平价上网的条件。随着技术持续进步和非技术成本的有效控制，新能源的成本最终将达到甚至低于常规能源发电成本，新能源发展将由补贴支持过渡到市场竞争，国家财政补贴资金将彻底退出。提出新增陆上风电机组实现平价上网的时间为2020年，集中式光伏发电时间未明确，应理解为甚至可能早于2020年。文中提出“落实《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》有关要求，鼓励非水可再生能源积极参与电力市场交易”，根据《可再生能源全额保障性收购管理办法》，可再生能源发电量应保价保量收购，因此“鼓励参与电力市场交易”应在国家核定的保障小时数之外开展。

　　三是落实清洁能源优先发电制度。强调了要落实好 《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》《保障核电安全消纳暂行办法》，为清洁能源发电量消纳预留空间，并明确了优先消纳政府间协议水电跨省跨区输电电量和保障利用小时内的新能源电量。明确了逐步减少燃煤电厂计划电量，且计划电量减小比例应不低于中长期市场的增加比例，二者的差额对应清洁能源消纳的增量。提出因清洁能源发电影响的计划调整，经省级政府主管部门核定后，不纳入“三公”考核，这是在电量计划执行过程中进一步落实清洁能源“优先”发电的有效措施。

　　四是启动可再生能源法修订工作。可再生能源法于2006年建立，在2009年进行了修订,随着我国可再生能源行业的快速发展，还有修订的空间。比如在立法当中没有明确规定强制性的目标和要求,也没有明确相关责任人以及处罚规定,许多制度都是通过相关部门的配套法规作出规定,从而可能引起落实不到位，或者造成配套法规之间的冲突。又如考虑目前推行的竞争性配置资源和积极推进平价上网，可能需要对价格管理与费用补偿部分调整。