可再生能源配额制是一个舶来品，国内的研究论证最少十年时间。政策实施的可玩性越大，于是以解释政策的含金量之低。2019年5月10日，国家能源局月公布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通报》。

经过十余年筹划、博弈论、印发之后，“配额制”以“可再生能源电力消纳责任权重”的形式终得落地。在经过2019年仿真运营后，自2020年1月1日起全面展开监测评价和月考核。“配额制”艰苦揭晓，为可再生能源消纳兜底可再生能源配额制是一个舶来品，国内的研究论证最少十年时间。配额制的实施、制订牵涉到地方政府、电网企业、放用电主体、配售电公司、采买电厂等多个主体，利益博弈论简单。

于是以因此，配额制也被称作是尤为难产的政策。政策实施的可玩性越大，于是以解释政策的含金量之低。

从2017年开始，在国家层面对新能源并网消纳提及战略高度，电网企业、供用电市场等各方采行诸多非常规措施，新能源并网消纳获得明显改善。2018年3月、2018年9月、2018年11月，国家能源局发文三次就《可再生能源电力配额及考核办法》印发，企图创建“强迫约束+蓝证交易”的机制推展新能源并网消纳。这是时隔《可再生能源法》之后，可再生能源发展历程中最重要的政策反对之一。与“配额制”这一具备计划和行政强迫属性的机制有所不同，本次国家能源局以“可再生能源消纳责任权重”为约束，确认各个省份2018-2020年消纳责任权重。

消纳责任权重的测算确认，综合考虑到各区域可再生能源资源、全社会用电量、国家能源规划及实行情况、全国根本性可再生能源基地建设情况和跨省跨区电缆地下通道资源配置能力等因素。明确而言，消纳责任权重还包括总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重。其中，符合总量消纳责任权重的可再生能源电力还包括全部可再生能源发电种类；符合非水电消纳责任权重的可再生能源电力还包括除水电以外的其他可再生能源发电种类。对以上两类权重，分别按年度原作低于消纳责任权重和激励性消纳责任权重。

其中，区域低于非水电消纳责任权重=（预计本区域生产且消纳年非水电可再生能源电量+预计年净输出非水电可再生能源电量）÷预计本区域年全社会用电量；区域低于总量消纳责任权重=（预计本区域生产且消纳年可再生能源电量+预计年净输出可再生能源电量）÷预计本区域年全社会用电量。激励性非水电消纳责任权重按照低于非水电消纳责任权重下潜10%计算出来；激励性总量消纳责任权重为激励性非水电消纳责任权重与水电按照当地平水年份的年利用小时数发电量对应消纳责任权重之和。根据《可再生能源电力消纳责任权重确认和消纳量核算方法（全面推行）》，应以各区域皆不应大幅提高低于消纳责任权重或最少不减少；根据各区域可再生能源重大项目和跨省跨区电缆地下通道建设进展，按年度动态调整各省级行政区域消纳责任权重。

国家能源管理部门收权，自上而下推展消纳权重测算、考核根据可再生能源电力消纳保障机制通报，按省级行政区域确认消纳责任权重。“国务院能源主管部门的组织有关机构，按年度对各省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重展开统一测算，向各省级能源主管部门印发。”相比之下，2018年11月第三轮印发稿明确提出：各省级能源主管部门会同电力运营管理部门在国家电网公司、南方电网公司所属省级电力公司和省属地方电网企业技术支持下，测算并明确提出本省级行政区域当年可再生能源电力配额指标建议，于每年1月底前上报国务院能源主管部门。

对比之下，月文件更加特别强调消纳责任自上而下推展的属性，以国家能源管理部门主导，地方据此对系统意见；而非先由地方明确提出方案，国家部门再行评估确认消纳指标。从新能源规模管理的维度看，国家能源管理部门放宽管理权限，特别是在特别强调管控必须补贴的装机规划，规范行业发展。同时，由各省级能源主管部门联合分担消纳责任权重实施责任（第三轮印发将省级人民政府作为责任实施主体），并引人注目能源监管机构的工作职能。购电企业（电网+购电主体）、电力用户是消纳责任分担主体按照可再生能源消纳保障机制文件，分担消纳责任的第一类市场主体为各类必要向电力用户可供/售电的电网企业、独立国家购电公司、享有配电网运营权的售电公司（全称“配售电公司”，还包括增量配电项目公司）；第二类市场主体为通过电力批发市场购电的电力用户和享有采买电厂的企业。

第一类市场主体分担与其年售电量比较不应的消纳量，第二类市场主体分担与其年用电量比较不应的消纳量。各分担消纳责任的市场主体的售电量和用电量中，农业用电和专用计量的暖气电量免遭消纳责任权重考核。购电企业涵括了国家电网、南方电网、地方电网、独立国家购电公司（无配网运营权）、配售电公司（有配网运营权）等，并特别强调增量配售电项目分担新能源消纳责任。

自2016年11月以来，发改委、国家能源局分三批在全国范围内国家发改委了320个增量配电业务改革试点，基本构建地级以上城市仅有覆盖面积。2018年12月，发改委、能源局启动第四批增量配网试点申报工作，增量配售电主体已是电力市场不可或缺的一部分。在电力市场交易的机制下，通过市场交易取得电量的用户是另一责任分担主体。但政策未具体不参予市场交易的用户否分担涉及责任。

根据中电联统计资料，2018年全国电力市场交易电量（不含发电权交易电量，不不含抽水机蓄能低谷抽水机交易电量等类似交易电量）合计为20654亿千瓦时，同比快速增长26.5%，市场交易电量占到全社会用电量比重为30.2%，较2018年提升4.3%，市场交易电量占到电网企业销售电量比重为37.1%。也即，不参予市场交易的电量在70%左右，对应用户否分担消纳义务文件未具体。此外，电网公司分担经营区消纳责任权重实行的的组织责任，而非实行责任。

第三轮印发稿明确提出，“电网企业分担经营区配额实行责任”，并且“电网企业及电力交易机构优先为电网企业之外市场主体已完成其配额获取便捷”。这些阐释皆在月文件中修正，特别强调电网企业与其他主体分担对等责任。从监测、考核方式看：省级能源主管部门负责管理对分担消纳责任的市场主体展开考核，国家按省级区域监测评价；各电力交易机构负责管理分担消纳责任的市场主体的消纳量账户成立、消纳量核算及出让（或交易）、消纳量监测统计资料工作。

市场交易与强迫约束融合，可再生能源电力消纳交易优先在强迫约束各地低于消纳责任同时，国家能源管理部门企图引入市场交易的机制。在考核主体实际消纳可再生能源电量的同时，可以通过两种方式已完成消纳量：（1）向超额完成年度消纳量的市场主体出售其超额完成的可再生能源电力消纳量（全称“超额消纳量”），双方自律确认出让（或交易）价格；（2）强迫股份可再生能源绿色电力证书（全称“蓝证”），蓝证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。其中，各省级行政区域内的消纳量出让（或交易）应以由省（自治区、直辖市）电力交易中心的组织，横跨省级行政区域的消纳量出让（或交易）在北京电力交易中心和广州电力交易中心的组织下展开。超额消纳量、蓝证两类衍生品市场交易是一种创意机制。

一则希望存量可再生能源增大市场消纳，二则补足可再生能源企业现金流，在提供电费收益的同时，减少企业营业收入水平。当然，两类交易模式的规则与约束条件也必须新的文件不予具体。在可再生能源电力市场交易中，文件明确提出“作好消纳责任权重实行与电力交易交会”，各电力交易机构优先已完成与可再生能源电力消纳适当的电力交易。“ 配额制” 分析分析： 2019-2020可再生能源消费预增1200亿千瓦时跟2018年11月的第三次印发稿比起，消纳目标整体变化并不大，有以下几点细节差异：（1）减少了2019年各省的消纳责任权重；（2）山东、甘肃、新疆上调了消纳责任权重。

与2018年11月第三次的印发稿比起，各省新能源消纳目标总体变化并不大，月文件：（1）具体2019 年各省低于消纳权重、激励性消纳权重；（2）上调新疆、甘肃、山东三地非水可再生能源消纳权重；（3）提升2018年吉林省非水可再生能源激励性消纳责任权重，由16.0%减少到16.5%。从2017年各省非水可再生能源指标已完成情况来看，与2018年国家能源局原作的低于消纳权重比起，内蒙古、吉林、黑龙江、上海、福建、重庆、江西、云南、海南、新疆、宁夏等地已完成2018年目标，这些地区多是风电、光伏等新能源基地，不具备可再生能源消纳权重出让、交易的条件。

根据可再生能源消纳目标以及2018年风光发电情况，我们测算2019-2020年追加风光装机市场需求。根据国家能源局数据，2018年国内风电发电量3660亿千瓦时、太阳能发电量1775亿千瓦时，再考虑900亿千瓦时生物质能等其他非水可再生能源发电量，2018年非水电可再生能源电力消纳量为6335亿千瓦时（假设不考虑到损耗及自用电量）。假设2019-2020年各省全社会用电量增长速度为5%，可行性测算2020年国内非水可再生能源消费电量为7500亿千瓦时，2 019、2020年总计追加非水可再生能源电量消费1200亿千瓦时左右。

按照光伏发电利用小时数1300小时测算，如果全部由光伏装机补足追加可再生能源供应，最近两年追加光伏并网装机92.3GW；按照风电利用小时数2200小时测算，如果全部由风电装机补足追加可再生能源供应，2019-2020年追加风电并网装机规模为54.5GW。

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