可再生能源电力消纳保障机制，今年起开始全面监测评价、正式考核。2月份，国家发展改革委、国家能源局联合印发《省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲》，推动消纳保障机制落地实施。贵州、山东已出台省级可再生能源电力消纳实施方案。

着眼宏观，年内，“十三五”全国能源消耗总量和强度“双控”考核约束、国内非化石能源占一次能源消费比重15%的既定目标、《清洁能源消纳行动计划（2018~2020年）》明确的“到2020 年基本解决清洁能源消纳问题”，均为消纳保障机制实施提供了支持。

聚焦产业，新能源进入无补贴平价上网、有补贴竞争配置并存的新阶段。因其大量并网导致系统运行成本增加，新能源发展遭受着不小的阻力。

值此阶段，消纳保障机制出台，由生产侧能源供应扶持转向消费侧引导激励，通过调整消纳责任权重指标促使各类市场主体承担消纳责任，形成消费长效机制，为平价上网之后可再生能源发展营造市场空间。

消纳保障机制，落地是关键。

在电力需求增速放缓、降低企业用能成本、跨区外送和本地消纳等边界约束下，消纳权重的落实还需各方磨合，如何有效激发地方政府内生驱动力、电网企业积极性、消费主体自觉意识，有效衔接电力市场建设进程，决定着消纳保障机制落地成效。

聚焦市场因素，其助力消纳保障机制有效落实主要体现在以下几方面：

一是省间壁垒严重，跨省跨区大范围优化配置资源需完善市场交易机制。

人大执法检查组此前公布的《可再生能源法》实施情况报告披露，可再生能源富集区与用电负荷区不匹配，一些地方出于利益考虑不优先接受外来电力，行政区域间壁垒严重，可再生能源异地消纳矛盾较为突出。

实现可再生能源跨省跨区大范围优化配置，一方面需电网企业加强输电通道建设，提高可再生能源电力跨区域输送能力；另一方面需完善可再生能源电力市场交易机制，打破省间电力交易壁垒，鼓励送受两端市场主体直接开展交易，有针对性地建立可再生能源发电参与电力现货市场交易的体系。

二是“新能源+储能”推广难，新增系统成本合理分担依托电力市场化进程。

近日，“湖南28家企业承诺为新能源项目配建储能设备”新闻引起关注，配建储能设施成本分摊成为舆论关注焦点。

可再生能源发展经济代价的疏导和分摊，并非我国消纳保障机制初衷，但高比例新能源接入对电网调峰能力、实时平衡能力带来的冲击，新增的电力系统运行成本是客观事实。有专家指出，平价上网并不意味着平价利用，需要对可再生能源发电全链条成本做出系统核定，建立合理的成本分摊机制。

构建适应高比例可再生能源的电力市场，以市场之手解决成本分摊问题，是新能源健康发展的重要保障。通过深化电力体制改革，建立完善配套政策和市场机制，推进电力辅助服务市场建设，完善电价体系，进一步提高灵活性调节电源建设积极性，鼓励用户参与需求响应，提升电力系统调节能力，进而以市场方式解决成本分摊、新能源消纳。目前，山东计划设计跨省区容量补偿机制、浙江明确2020年推动储能参与电力辅助服务试点、江苏加快推动调频等电力辅助服务市场建设。

三是绿证市场低迷，责任主体履责所需市场化交易模式应多元。

消纳保障机制出台时，相关部门曾明确，后续绿证核发范围、价格体系等将根据消纳保障机制实施情况适时调整完善，进一步确保两者有序衔接。专家分析，未来风光平价项目出售绿证，其价格可能较低，会吸引消纳保障责任主体购买，绿证市场低迷的现状有望改善。作为市场化交易措施之一，绿证交易是否允许转卖？交易后如何核减相应消纳电量并避免重复计量？是否考虑跨部门支持政策？诸多问题有待探索。

此外，随着市场体系逐步完善、公民意识提升，培育全社会共同承担可再生能源消纳责任的理念，促进能源低碳转型，是消纳保障机制的长期愿景，这需要更多配套激励政策予以实现。